1 de enero de 2019

1 de enero de 2019

© 2019 Pemex Exploración y Producción Derechos Reservados. Ninguna parte de esta publicación puede reproducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, sea éste electrónico, químico, mecánico, óptico, 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.

iii

Contenido

Prefacio v

1 Introducción 1

2 Definiciones básicas 3

2.1 Volumen original de hidrocarburos 4

2.2 Recursos petroleros 4

2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 6

2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 6

2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 6

2.2.2 Recursos prospectivos 6

2.2.3 Recursos contingentes 7

2.3 Reservas 7

2.3.1 Reservas probadas 8

2.3.1.1 Reservas desarrolladas 10

2.3.1.2 Reservas no desarrolladas 10

2.3.2 Reservas no probadas 11

2.3.2.1 Reservas probables 11

2.3.2.2 Reservas posibles 12

2.4 Petróleo crudo equivalente 13

3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019 15

3.1 Precio de los hidrocarburos 16

3.2 Petróleo crudo equivalente 18

3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 18

3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 22

3.3 Reservas remanentes totales 25

3.3.1 Reservas remanentes probadas 29

3.3.1.1 Reservas probadas desarrolladas 31

3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 33

3.3.2 Reservas probables 36

3.3.3 Reservas posibles 38

Página

iv

4 Descubrimientos 43

4.1 Resultados obtenidos 44

4.2 Descubrimientos marinos 46

4.3 Descubrimientos terrestres 52

4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos 58

5 Distribución de las reservas de hidrocarburos 61

5.1 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 61

5.1.1 Evolución de los volúmenes originales 62

5.1.2 Evolución de las reservas 64

5.2 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 70

5.2.1 Evolución de los volúmenes originales 70

5.2.2 Evolución de las reservas 71

5.3 Subdirección de Producción Bloques Norte 77

5.3.1 Evolución de los volúmenes originales 78

5.3.2 Evolución de las reservas 80

5.4 Subdirección de Producción Bloques Sur 86

5.4.1 Evolución de los volúmenes originales 87

5.4.2 Evolución de las reservas 89

Abreviaturas 101

Glosario 105

Anexo estadístico 113

Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019 113

Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019

Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 114

Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 115

Subdirección de Producción Bloques Norte 116

Subdirección de Producción Bloques Sur 117

Contenido

Página

v

Prefacio

Como lo ha hecho desde hace más de veinte años, Petróleos Mexicanos (Pemex) y en particular Pe-

mex Exploración y Producción (PEP), hace público y transparente el inventario de reservas de hidro-

carburos de los campos que actualmente opera, tanto los que le fueron asignados a partir de la Ronda

Cero de la Reforma Energética como los que ha descubierto posteriormente. Las reservas de hidro-

carburos representan, como lo es para todas las empresas petroleras, el activo más importante que

sustenta la fortaleza y viabilidad económica actual y futura de Pemex.

En esta publicación se muestran y detallan los resultados de la estimación de reservas obtenidos du-

rante la evaluación del año 2018. Se mencionan los incrementos de reservas de hidrocarburos resul-

tado de la incorporación por la actividad exploratoria, así como los resultados del desarrollo de los

campos en explotación y que sirvieron de base para reclasificar reservas probables y posibles a re-

servas probadas en las asignaciones petroleras otorgadas a Pemex por parte del Estado. Se especifi-

ca la distribución de estas por cada una de las subdirecciones de producción en que se encuentra

divido actualmente PEP a lo largo del país. Asimismo, se explican las principales variaciones y sus

causas con relación al año previo para dar certidumbre y transparencia a los valores que se han re-

gistrado al 1 de enero de 2019.

Es de resaltar que los valores publicados en este libro cumplen con las disposiciones establecidas por

la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y han pasado por un proceso de certificación externo a

través de empresas de reconocimiento internacional, de tal forma que hasta la fecha todos los valores

de reservas estimados por PEP han sido dictaminados favorablemente por este órgano regulador. Esto

fortalece y da mayor certidumbre a los proyectos de inversión actuales y futuros, dando confianza de

que las estimaciones realizadas por Pemex se efectuaron con estricto apego a las definiciones interna-

cionales y sujetas a revisiones exhaustivas.

Es de suma importancia recalcar que esta publicación sólo incluye el total de reservas correspondien-

te a los campos asignados a Pemex. El resto de los campos del país actualmente están bajo el res-

guardo del Estado o administrados por otras empresas operadoras con base en los resultados de los

procesos licitatorios de las diferentes rondas hechas por la CNH.

Dr. Ulises Hernández Romano

Director de Recursos, Reservas y Asociaciones

1

1 1 Introducción

Dada la importancia de Pemex Exploración y Produc-

ción como operador petrolero en la industria petrolera

nacional, debido al porcentaje de reservas de hidro-

carburos que tiene asignadas, se publica la vigésima

primera edición del libro “Evaluación de las reservas

de hidrocarburos, 1 de enero de 2019”.

Como parte del contenido de la publicación, se en-

cuentran los conceptos a partir de los cuales se efec-

túa la estimación y clasificación de las reservas de

hidrocarburos, y su aplicación para los campos asig-

nados a Pemex.

El contenido de la presente edición es similar al de

las publicaciones previas, a fin de que los lectores

que se han familiarizado con la información conteni-

da puedan encontrar la información en los mismos

capítulos que en las versiones anteriores.

En el apartado 2 Definiciones básicas, se pueden

encontrar los principales conceptos que se utilizan

en la estimación y categorización de reservas de hi-

drocarburos en Pemex, que se apegan a lo estable-

cido en los lineamientos emitidos por el regulador

nacional, la Comisión Nacional de Hidrocarburos

(CNH), que entre otras funciones es la encargada de

dictaminar, consolidar y publicar los valores de reser-

vas de los campos petroleros del país, entre los cua-

les se encuentran los estimados por Petróleos Mexi-

canos. Para efectos de la estimación y clasificación

de los valores de reservas se aplican los lineamien-

tos del Petroleum Resources Management System

(PRMS) emitidos por la Society of Petroleum Engi-

neers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la

American Association of Petroleum Geologists

(AAPG), la Society of Petroleum Evaluation Engi-

neers (SPEE), la Society of Exploration Geophysi-

cists (SEG), la Society of Petrophysicists and Well

Log Analysts (SPWLA) y la European Association of

Geoscientists and Engineers (EAGE). En particular

para la categoría de reservas probadas, se aplican

adicionalmente los criterios de la Securities and Ex-

change Commission (SEC) de Estados Unidos de

América.

En el apartado 3 Estimación de reservas de hidrocar-

buros al 1 de enero de 2019, se hacen los comenta-

rios relativos al comportamiento de los precios de los

hidrocarburos que comercializa Pemex tanto en el

mercado internacional como en los precios interorga-

nismos, además del comportamiento en los balances

de gas, insumo primordial en el cálculo de los facto-

res de equivalencia de gas a petróleo crudo equiva-

lente; lo anterior es empleado en la evaluación de la

reserva remanente de hidrocarburos, la cual finaliza

el capítulo, con la información relacionada a los valo-

res de reservas de hidrocarburos evaluados por Pe-

mex Exploración y Producción de los campos que

tiene asignados y las causas de las variaciones prin-

cipales en las diferentes categorías de reservas para

los diferentes tipos de fluidos.

Referente al apartado 4 Descubrimientos, se totali-

zan los volúmenes de reservas de hidrocarburos que

son resultado de la actividad exploratoria durante el

año 2018, y que fueron dados de alta como descu-

Introducción

2

brimientos, distinguiendo entre marinos y terrestres;

para las principales incorporaciones, se da el detalle

técnico empleado en la evaluación de reservas de

hidrocarburos.

Finalmente, en el apartado 5 Distribución de las re-

servas de hidrocarburos, se explica para cada una

de las subdirecciones de producción el comporta-

miento observado en sus reservas de hidrocarburos,

para la evaluación al 1 de enero de 2019, describien-

do de manera particular las causas que originaron

las variaciones observadas, para el aceite, gas y

petróleo crudo equivalente.

Se hace la aclaración de que la información que se

incluye en esta publicación correspondiente a la eva-

luación de reservas de hidrocarburos, para los cam-

pos asignados a Petróleos Mexicanos por parte del

Estado Mexicano, fue dictaminada favorablemente

por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

en la resolución CNH.E.21.001/2019, para las cate-

gorías de reservas probadas, 2P y 3P.

3

2 2 Definiciones básicas

Petróleos Mexicanos utiliza para la cuantificación y

certificación anual de las reservas remanentes de

hidrocarburos, definiciones y conceptos basados en

los lineamientos establecidos por organizaciones

internacionales, los cuales están referidos también

en la regulación establecida por la Comisión Nacio-

nal de Hidrocarburos. En el caso de las reservas

probadas, las definiciones utilizadas corresponden a

las establecidas por la Securities and Exchange

Commission (SEC), organismo de Estados Unidos

de América que regula los mercados de valores y

financieros de ese país, y para las reservas proba-

bles y posibles se emplean las definiciones del Pe-

troleum Resources Management System (PRMS)

emitidas por la Society of Petroleum Engineers

(SPE), el World Petroleum Council (WPC), la Ameri-

can Association of Petroleum Geologists (AAPG), la

Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE),

la Society of Exploration Geophysicists (SEG), la

Society of Petrophysicists and Well Log Analysts

(SPWLA) y la European Association of Geoscientists

and Engineers (EAGE); organizaciones técnicas en

las cuales Pemex participa.

El establecimiento de procesos para la evaluación y

clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a

las definiciones empleadas internacionalmente, así

como en los procedimientos empleados para su es-

timación, garantiza certidumbre y transparencia en

los volúmenes de reservas reportados. Adicional-

mente, el cumplimiento de la regulación vigente por

parte de Pemex donde se incluye el cuantificar y

certificar sus reservas anualmente por terceros inde-

pendientes en materia de reservas, incrementa la

confianza en las cifras reportadas.

Las reservas poseen un valor económico asociado a

las inversiones, a los costos de operación y manteni-

miento, a los pronósticos de producción y a los pre-

cios de venta de los hidrocarburos. Los precios por

tipo de hidrocarburos a utilizar para la cuantificación

de las reservas serán los correspondientes al prome-

dio aritmético de mercado que resulta de considerar

aquellos vigentes al primer día hábil de cada mes,

considerando los doce meses del año de evaluación,

en tanto que los costos de operación y mantenimien-

to, en sus componentes fijos y variables, son los ero-

gados a nivel campo durante los meses del año de

evaluación. Esta premisa permite capturar la variabili-

dad de estos egresos y es una medición aceptable

de los gastos futuros para la extracción de las reser-

vas bajo las condiciones actuales de explotación.

La explotación de las reservas requiere inversiones

necesarias asociadas al plan de desarrollo para su

extracción: para la perforación y terminación de pozos,

reparaciones mayores, construcción de infraestructura,

sistemas artificiales y métodos de recuperación avan-

zada entre otros elementos. Así, para la estimación de

las reservas se consideran todos estos elementos pa-

ra determinar su valor económico; si son comercial-

mente explotables entonces los volúmenes de hidro-

carburos se constituyen en reservas, en caso contra-

rio, estos volúmenes pueden clasificarse como recur-

sos contingentes. Posteriormente, si se presenta un

cambio en una mayor cantidad de hidrocarburos a ser

Definiciones básicas

4

recuperados, un mayor precio de los hidrocarburos o

una disminución en sus costos de desarrollo o de ope-

ración y mantenimiento, y esto permite que su evalua-

ción económica sea positiva, entonces estos volúme-

nes de recursos podrían incorporarse como reservas.

En este capítulo se presentan la gran mayoría de las

guías y criterios para clasificar las reservas de hidro-

carburos, explicando las definiciones y conceptos

empleados a lo largo de este documento, enfatizando

sus aspectos relevantes y señalando en todos los

casos los elementos dominantes. Además, se anali-

zan las implicaciones de utilizar o no dichas definicio-

nes en la estimación y clasificación de las reservas.

2.1 Volumen original de hidrocarburos

El volumen original de hidrocarburos se define como

la acumulación natural de hidrocarburos que se esti-

ma existe originalmente en un yacimiento, a una fe-

cha dada, antes de iniciar su producción. Este volu-

men se encuentra en equilibrio a la temperatura y

presión prevalecientes en el yacimiento, pudiendo

expresarse tanto a condiciones de yacimiento como

a condiciones de superficie (las cifras publicadas en

el presente documento están referidas a estas condi-

ciones superficiales), la existencia de estas cantida-

des significativas de hidrocarburos debe haberse de-

mostrado mediante actividades de perforación y debe

haber evidencia de ser potencialmente recuperables.

El volumen en cuestión puede estimarse por procedi-

mientos deterministas o probabilistas, los primeros

incluyen principalmente a los métodos volumétricos,

los segundos modelan la incertidumbre de los pará-

metros como área, porosidad, saturación de agua,

espesores netos, entre otros, como funciones de pro-

babilidad que generan, en consecuencia, una función

de probabilidad para el volumen original.

Los métodos volumétricos son los más usados en las

etapas iniciales de caracterización del campo o el ya-

cimiento. Estas técnicas se fundamentan en la esti-

mación de las propiedades petrofísicas del medio po-

roso y de los fluidos en el yacimiento. Las propieda-

des petrofísicas utilizadas principalmente son porosi-

dad, permeabilidad, saturación de fluidos y volumen

de arcilla. Otro elemento fundamental es la geometría

del yacimiento, representada 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

en el medio poroso.

iii. Fluidos del yacimiento identificados, así como sus

propiedades respectivas, con el propósito de esti-

mar el volumen de hidrocarburos a condiciones de

superficie, denominadas también condiciones at-

mosféricas, estándar, o base.

Los volúmenes originales son ratificados a través de

modelos dinámicos; balance de materia y simulación

numérica.

En el anexo estadístico de esta publicación se pre-

sentan los volúmenes originales tanto de aceite cru-

do como de gas natural a nivel subdirección de pro-

ducción y de activo. Las unidades del primero son

millones de barriles y las del segundo, miles de millo-

nes de pies cúbicos, todas ellas referidas a condicio-

nes de superficie.

2.2. Recursos petroleros

Los recursos petroleros, como se indica en la guía

del PRMS, incluye todos los hidrocarburos de origen

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

5

natural sobre y dentro de la corteza terrestre, descu-

biertos o no descubiertos, comercialmente recupera-

bles o no comerciales, y aquellas cantidades ya pro-

ducidas. Además, todo tipo de hidrocarburo que se

considera convencional y no convencional.

Por otro lado, desde el punto de vista de explota-

ción, se le llama recurso únicamente a la parte po-

tencialmente recuperable del volumen original en

sitio, a estas porciones recuperables se les denomi-

na recursos prospectivos, recursos contingentes o

reservas. En particular, el concepto de reservas

constituye una parte de los recursos, es decir, son

acumulaciones conocidas, recuperables y comercial-

mente explotables.

Aunado a lo anterior, se definen dos tipos de recur-

sos petroleros que pueden requerir propuestas dife-

rentes para su evaluación: recursos petroleros con-

vencionales y no-convencionales. De acuerdo con el

PRMS, los recursos petroleros convencionales se

ubican en acumulaciones discretas relacionadas con

un aspecto geológico estructural localizado y/o condi-

ción estratigráfica, típicamente cada acumulación

está limitada por un contacto echado abajo asociado

a un acuífero, y el cual es afectado significativamente

por fuerzas hidrodinámicas identificadas como meca-

nismos de empuje. De esta forma, los hidrocarburos

son recuperados mediante pozos y típicamente re-

quieren de un procesado mínimo previo a su venta.

Los recursos petroleros no-convencionales existen en

acumulaciones diseminadas a través de grandes

áreas y no son afectadas generalmente por influen-

cias hidrodinámicas. Entre los ejemplos de lo anterior

se pueden mencionar el gas del carbón (CBM por sus

siglas en inglés), gas y aceite de lutitas (shale gas/

shale oil), hidratos de metano y arenas bituminosas.

Típicamente, estas acumulaciones requieren de tec-

nología especializada para su explotación, por ejem-

plo, deshidratado del gas del carbón, programas de

fracturamiento hidráulico masivo, etc. Adicionalmen-

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.

Definiciones básicas

6

te, los hidrocarburos extraídos pueden requerir de un

procesado importante previo a su comercialización.

En la figura 2.1, se muestra la clasificación de recur-

sos petroleros, e incluye las diferentes categorías de

reservas. Se observa que existen estimaciones ba-

jas, medias y altas, tanto para los recursos como pa-

ra las reservas, clasificándose estas últimas como

probada, probada más probable, y probada más pro-

bable más posible, para cada una de las tres estima-

ciones anteriores, 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 diferen-

tes estimaciones que obedecen a diferentes expecta-

tivas. La producción, que aparece hacia la derecha,

es el único elemento de la figura en donde la incerti-

dumbre no aparece, debido a que ésta es medida,

comercializada y transformada en un ingreso.

2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total

in-situ

De acuerdo con la figura 2.1, el volumen original de

hidrocarburos total in-situ es la cuantificación referida

a condiciones de yacimiento de todas las acumulacio-

nes de hidrocarburos naturales. Este volumen incluye

a las acumulaciones descubiertas, las cuales pueden

ser comerciales o no, recuperables o no, a la produc-

ción obtenida de los campos explotados o en explota-

ción, así como también a los volúmenes estimados

en los yacimientos que podrían ser descubiertos.

Todas las cantidades que conforman el volumen de

hidrocarburos total in-situ pueden ser recursos poten-

cialmente 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 informa-

ción. Por consiguiente, una porción de aquellas canti-

dades clasificadas como no recuperables pueden

transformarse eventualmente en recursos recupera-

bles si, por ejemplo, las condiciones comerciales

cambian, si ocurren nuevos desarrollos tecnológicos,

o si se adquieren datos adicionales que soporten téc-

nicamente la extracción.

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 y existe evidencia de ser potencialmente movi-

bles, 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

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

descubren pero que han sido inferidas y que se esti-

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

7

man potencialmente recuperables, mediante la apli-

cación de proyectos de desarrollo futuros. La cuanti-

ficación de los recursos prospectivos está basada en

información geológica y geofísica del área en estu-

dio, y en analogías con áreas donde un cierto volu-

men original de hidrocarburos ha sido descubierto, e

incluso, en ocasiones, producido. Los recursos pros-

pectivos tienen tanto una oportunidad de descubri-

miento como de desarrollo, además se subdividen

de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a

las estimaciones de recuperación, suponiendo su

descubrimiento y desarrollo.

2.2.3 Recursos contingentes

Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son

estimadas, a una fecha dada, para ser potencialmen-

te recuperables de acumulaciones conocidas, pero el

proyecto(s) aplicado aún no se considera suficiente-

mente maduro para su desarrollo comercial, debido a

una o más contingencias. Los recursos contingentes

pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cua-

les no existen actualmente mercados viables, o don-

de la recuperación comercial depende de tecnologías

en desarrollo, o donde la evaluación de la acumula-

ción es insuficiente para evaluar claramente su co-

mercialidad. Los recursos contingentes son además

categorizados de acuerdo con el nivel de certidumbre

asociado a las estimaciones y pueden subclasificarse

en base a la madurez del proyecto y caracterizadas

por su estado económico.

2.3 Reservas

Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé

serán recuperadas comercialmente, mediante la apli-

cación de proyectos de desarrollo, de acumulaciones

conocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo

condiciones definidas. Las reservas deben además

satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas,

ser recuperables, comerciales y remanentes (a la

fecha efectiva de evaluación) y basadas en la aplica-

ción de proyectos de desarrollo. Las reservas son

además categorizadas de acuerdo con el nivel de

certidumbre asociado a las estimaciones y pueden

clasificarse con base en la madurez del proyecto y

caracterizadas conforme a su estado de desarrollo y

producción. La certidumbre depende principalmente

de la cantidad y calidad de la información geológica,

geofísica, petrofísica y de ingeniería, así como de la

disponibilidad de esta información al tiempo de la es-

timación e interpretación. El nivel de certidumbre se

usa para clasificar las reservas en una de las clasifi-

caciones principales, probadas o no probadas. En la

figura 2.2 se muestra la clasificación de las reservas.

Las cantidades recuperables estimadas de acumula-

ciones conocidas que no satisfagan los requerimien-

tos de comercialización deben clasificarse como re-

cursos contingentes. El concepto de comercialización

para una acumulación varía de acuerdo con las con-

Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.

Definiciones básicas

8

diciones y circunstancias específicas de cada lugar.

Así, las reservas probadas son acumulaciones de

hidrocarburos cuya rentabilidad ha sido establecida

bajo condiciones económicas a la fecha de evalua-

ción; en tanto las reservas probables y posibles pue-

den estar basadas en condiciones económicas futu-

ras. Sin embargo, las reservas probables de Petró-

leos Mexicanos son rentables bajo condiciones eco-

nómicas actuales y se estiman bajo los términos más

estrictos establecidos por el PRMS.

Los volúmenes descubiertos recuperables pueden

considerarse producibles comercialmente, y por lo

tanto reservas, si el operador que afirma comerciali-

dad ha demostrado una intención firme en proceder

con el desarrollo y dicha intención se basa en: evi-

dencia para soportar un plazo razonable de tiempo

para el desarrollo, una evaluación económica razona-

ble que el proyecto de desarrollo satisface los crite-

rios de inversión y operación, existencia de un mer-

cado para todos las cantidades y productos de pro-

ducción, evidencia de disponibilidad de las instalacio-

nes necesarias para producción y transporte, así co-

mo evidencia que asuntos legales, contractuales,

ambientales y de índole social que permitan la imple-

mentación del proyecto que se evalúa.

2.3.1 Reservas probadas

De acuerdo con la SEC, las reservas probadas son

cantidades estimadas de aceite crudo, gas natural y

líquidos del gas natural, las cuales, mediante datos

de geociencias y de ingeniería, demuestran con certi-

dumbre razonable que serán recuperadas comercial-

mente en años futuros, de yacimientos conocidos

bajo condiciones económicas, métodos de operación

y regulaciones gubernamentales existentes a una

fecha específica. Las reservas probadas se pueden

clasificar en desarrolladas y no desarrolladas.

La determinación de la certidumbre razonable a ser

recuperables comercialmente, a una fecha dada en

adelante, es generada por el sustento de datos geo-

lógicos 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 recupe-

ración, límites de yacimiento, mecanismos de recu-

peración y estimaciones volumétricas, relaciones gas

-aceite o rendimientos de líquidos.

Las condiciones económicas y operativas existentes

son los precios, inversiones, costos de operación, mé-

todos de producción, técnicas de recuperación, trans-

porte y arreglos de comercialización. Un cambio anti-

cipado en las condiciones deberá tener una certidum-

bre razonable de ocurrencia; la inversión correspon-

diente 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 CNH establece en el artículo 12 de los lineamien-

tos que regulan el procedimiento de cuantificación y

certificación de reservas, que los precios por tipo de

hidrocarburo a utilizarse en la evaluación económica

de las reservas probadas deben determinarse me-

diante el promedio aritmético del precio de mercado,

considerando los doce meses durante el año de eva-

luación, de los precios respectivos al primer día de

cada mes. La justificación se basa en que este méto-

do es requerido por consistencia entre todos los pro-

ductores a nivel internacional en sus estimaciones

como una medida estandarizada en los análisis de

rentabilidad de proyectos y poder hacer comparativos

sus valores respectivos.

En general, las reservas son consideradas probadas

si la productividad comercial del yacimiento está apo-

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

9

yada por datos de producción reales o por pruebas

de producción concluyentes. En este contexto, el tér-

mino probado se refiere a las cantidades de hidrocar-

buros recuperables y no a la productividad del pozo o

del yacimiento. En ciertos casos, las reservas proba-

das pueden asignarse de acuerdo con registros de

pozos y análisis de núcleos, los cuales indican que el

yacimiento en estudio está impregnado de hidrocar-

buros, y es análogo a yacimientos productores en la

misma área o con aquellos que han demostrado pro-

ducción comercial en otras áreas. Sin embargo, un

requerimiento 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 bajo un proyecto de

inversión autorizado.

El volumen considerado como probado incluye aquel

delimitado por la perforación y por los contactos de

fluidos y que cuenta con las instalaciones necesarias

para ser producido. Además, se puede incluir porcio-

nes adyacentes no perforadas del yacimiento que

puedan ser razonablemente juzgadas como comer-

cialmente productoras, de acuerdo con la información

de geología e ingeniería disponible. Adicionalmente,

si los contactos de los fluidos se desconocen, el lími-

te de la reserva probada la puede controlar tanto la

ocurrencia de hidrocarburos conocida más profunda

o la estimación obtenida a partir de información apo-

yada en tecnología confiable, la cual permita definir

un límite más profundo con certidumbre razonable.

Se permite el uso de tecnología confiable para esta-

blecer con certidumbre razonable los límites más so-

meros y profundos de aceite para la estimación de

reservas en el yacimiento.

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 únicamente cuando la infraestructura

requerida para el proceso esté instalada y se tiene un

resultado exitoso a partir de una prueba piloto repre-

sentativa, o cuando exista respuesta favorable de un

proceso de recuperación funcionando en el mismo

yacimiento o en un análogo en cuanto a edad, am-

biente de depósito, propiedades del sistema roca-

fluidos y mecanismos de empuje. O bien, cuando

tales métodos hayan sido efectivamente probados en

el área y en la misma formación, proporcionando evi-

dencia documental al estudio de viabilidad técnica en

el cual se basa el proyecto.

Las reservas probadas son las que aportan la pro-

ducción y tienen mayor certidumbre que las proba-

bles y posibles, es decir presentan un alto grado de

certidumbre. El término “alto grado de certidumbre”

se considera cuando las cantidades de hidrocarburos

son más factibles de ser recuperadas que de no ser-

lo. La interpretación de un alto grado de certidumbre

se interpreta en términos de probabilidades de que al

menos existe 90 por ciento de nivel de confianza

cuando se emplean métodos probabilistas; 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.

Para ambientes sedimentarios de clásticos, es decir,

depósitos arenosos, la aplicación de estas definicio-

nes considera como prueba de la continuidad de la

columna de aceite, no sólo la integración de informa-

ción geológica, petrofísica, geofísica y de ingeniería

de yacimientos, entre otros elementos, sino la medi-

ción de presión entre pozo y pozo que es absoluta-

mente determinante. Estas definiciones reconocen

que, en presencia de fallamiento en el yacimiento,

cada bloque debe ser evaluado independientemente,

considerando la información disponible, de tal forma

que para declarar a uno de estos bloques como pro-

Definiciones básicas

10

bado, necesariamente debe existir un pozo con una

prueba de producción estabilizada, y cuyo flujo de

hidrocarburos sea comercial de acuerdo con las con-

diciones de desarrollo, de operación, de precio y de

instalaciones al momento de la evaluación. Sin em-

bargo, para el caso de menor fallamiento, las defini-

ciones de la SEC establecen que la demostración

concluyente de la continuidad de la columna de hi-

drocarburos solamente puede ser alcanzada a tra-

vés 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 eva-

luación más la producción asociada a pozos por per-

forar en la vecindad inmediata. Adicionalmente, a

partir del año 2010 la SEC puede reconocer la exis-

tencia de reservas probadas más allá de las localiza-

ciones de desarrollo ubicadas en la vecindad inme-

diata, siempre que dichos volúmenes se puedan es-

tablecer con certeza razonable sustentada por tec-

nología confiable.

2.3.1.1 Reservas desarrolladas

Las reservas desarrolladas pueden subdividirse en

desarrolladas produciendo y en desarrolladas no

produciendo, estas reservas se esperan sean recu-

peradas de pozos existentes incluyendo las reser-

vas detrás de la tubería, que pueden ser extraídas

con la infraestructura actual mediante actividades

adicionales con costos moderados de inversión. En

el caso de las reservas asociadas a procesos de

recuperación secundaria y/o mejorada, serán consi-

deradas desarrolladas únicamente cuando la infra-

estructura requerida para el proceso esté instalada

o cuando los costos requeridos para ello sean consi-

derablemente bajos y la respuesta de producción

haya sido la prevista en la planeación del proyecto

correspondiente.

Las reservas desarrolladas no produciendo incluyen

reservas de pozos cerrados o detrás de tubería. Se

espera recuperar las reservas de:

i. Intervalos de terminación que están abiertos en el

momento de la estimación pero que todavía no

han comenzado a producir.

ii. Pozos que fueron cerrados por las condiciones

del mercado o conexiones de los ductos, o

iii. Pozos que no son capaces de producir por razo-

nes mecánicas.

Las reservas detrás de tubería también son aquellas

que se esperan recuperar de las zonas en pozos

existentes que requerirán trabajo adicional o termina-

ción futura antes de comenzar la producción. En to-

dos los casos, la producción puede ser restaurada

con una inversión relativamente baja comparado con

la inversión de perforar un nuevo pozo.

2.3.1.2 Reservas no desarrolladas

Son reservas que se espera serán recuperadas a

través de pozos nuevos en áreas no perforadas,

de profundizar pozos existentes a un diferente ya-

cimiento (pero conocido), de pozos de relleno

(infill) que incrementarán la recuperación, o donde

se requiere una inversión relativamente grande

para terminar los pozos existentes y/o construir las

instalaciones para iniciar la producción y transpor-

te. Lo anterior aplica tanto en procesos de explota-

ción primaria como de recuperación secundaria y

mejorada. En el caso de inyección de fluidos al

yacimiento, u otra técnica de recuperación mejora-

da, las reservas asociadas se considerarán proba-

das no desarrolladas, cuando tales técnicas hayan

sido efectivamente probadas en el área y en la

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

11

misma formación. Asimismo, debe existir un com-

promiso para desarrollar el campo de acuerdo con

un plan de explotación y a un presupuesto aproba-

do. Una demora excesivamente larga en el progra-

ma de desarrollo puede originar dudas acerca de

la explotación 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 llamar-

las reservas probadas no desarrolladas, actualmen-

te la SEC define un período de tiempo máximo de

cinco años para iniciar la explotación de dichas re-

servas. Si reiteradamente esta condición no es sa-

tisfecha, es preciso reclasificar estas reservas a una

categoría que no considera su desarrollo en un pe-

riodo inmediato, como por ejemplo reservas proba-

bles. Así, la certidumbre razonable sobre la ocurren-

cia de los volúmenes de hidrocarburos en el sub-

suelo debe ir acompañada de la certidumbre de

desarrollarlos en tiempos razonables. Si este ele-

mento no es satisfecho, la reclasificación de reser-

vas tiene lugar no por una incertidumbre sobre el

volumen de hidrocarburos, sino por la incertidumbre

de su desarrollo.

2.3.2 Reservas no probadas

Estas reservas están basadas en los datos de

geociencias y/o ingenierías similares a los usados

en las estimaciones de las reservas probadas, pero

lo técnico u otras incertidumbres impiden que di-

chas reservas sean clasificadas como probadas.

Las reservas no probadas pueden ser categoriza-

das adicionalmente como reservas probables y re-

servas posibles. Estos volúmenes de hidrocarburos

son evaluados a condiciones atmosféricas con ca-

racterísticas y parámetros extrapolados del yaci-

miento más allá de los límites de certidumbre razo-

nable, o suponiendo pronósticos de aceite y gas

con escenarios tanto técnicos como económicos

que no son los que prevalecen al momento de la

evaluación. En situaciones donde no se considere

el desarrollo inmediato de los volúmenes de hidro-

carburos descubiertos, y que son comercialmente

producibles, pueden ser clasificados como reservas

no probadas.

2.3.2.1 Reservas probables

Son los volúmenes de reservas no probadas que en

base a los análisis de la información geológica y de

ingeniería del yacimiento sugiere que son factibles de

ser comercialmente recuperables.

Las reservas probables incluyen aquellas reservas

más allá del volumen probado, donde el conocimien-

to del horizonte productor es insuficiente para clasifi-

car estas reservas como probadas. También se inclu-

yen 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 definiti-

vas, además de no ser análogas a formaciones pro-

badas en otros yacimientos.

Las reservas probables pueden asignarse a áreas de

un yacimiento adyacente a la reserva probada en las

que el control de datos o interpretaciones de los da-

tos disponibles son menos certeros. La continuidad

del yacimiento interpretado puede no reunir los crite-

rios de certeza razonable.

En cuanto a los procesos de recuperación secun-

daria y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos

procesos son probables cuando un proyecto o

prueba piloto ha sido planeado, pero aún no ha

Definiciones básicas

12

sido implementado, y cuando las características

del yacimiento son favorables para una aplicación

comercial.

La suma de las reservas probadas más las reservas

probables, da como resultado las reservas 2P. 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

excedan dicha estimación 2P.

Las siguientes condiciones conducen a clasificar las

reservas como probables:

i. Reservas localizadas en áreas donde la forma-

ción 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, esti-

mulaciones, cambio de equipo u otros procedi-

mientos mecánicos; cuando tales medidas no han

sido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben

un comportamiento similar, y que han sido termi-

nados en yacimientos análogos.

iii. Reservas incrementales en formaciones producto-

ras, 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 infor-

mación geológica y de ingeniería sugiere que es me-

nos factible su recuperación comercial que las reser-

vas probables. De esta forma, cuando son utilizados

métodos probabilistas, la suma de las reservas pro-

badas más probables más posibles tendrá al menos

una probabilidad de 10 por ciento de que las cantida-

des 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 mis-

mo 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 o aún no se autori-

za su ejecución, 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 estructural-

mente más baja que el área probada o probable.

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

13

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 sumar los volú-

menes de aceite crudo, de condensados, de los líqui-

dos en planta y del gas seco equivalente a líquido.

Este último corresponde, en términos de poder calo-

rífico, 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 considera-

do 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 figu-

ra 2.3 ilustra los elementos para el cálculo del petró-

leo crudo equivalente.

El aceite crudo no sufre ninguna conversión para lle-

gar a petróleo crudo equivalente. En tanto, el volu-

men del gas natural producido se reduce por el auto-

consumo y el envío de gas a la atmósfera. Dicha re-

ducción se refiere como encogimiento del fluido y se

denomina eficiencia en el manejo, o simplemente

como “feem”. El transporte del gas continúa y se pre-

senta otra alteración en su volumen al pasar por es-

taciones de compresión, en donde los condensados

son extraídos del gas; a esta alteración en el volu-

men por el efecto del transporte se le denomina “felt”.

De esta forma, el condensado se contabiliza directa-

mente como petróleo crudo equivalente.

El proceso del gas continúa dentro de las plantas

petroquímicas en donde es sometido a diversos tra-

tamientos, los cuales eliminan los compuestos no

hidrocarburos y se extraen licuables o líquidos de

planta. Esta nueva reducción en el volumen del gas

es conceptualizada a través del encogimiento por

impurezas, o “fei”, y por el encogimiento de licuables

en planta, “felp”. Debido a su naturaleza, los líquidos

de planta son agregados como petróleo crudo equi-

valente, en tanto el gas seco obtenido a la salida de

las plantas, se convierte a líquido con una equivalen-

Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.

Definiciones básicas

14

cia de 5.201 millares de pies cúbicos de gas seco

por barril de petróleo crudo. Este valor es el resulta-

do 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 men-

cionado en principio.

15

3 3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019

Estimar el valor del volumen de hidrocarburos recu-

perable al primero de enero de cada año, de condi-

ciones de yacimiento a condiciones superficiales,

desglosado en aceite, gas, condensados y líquidos

de planta, desde el nivel pozo hasta el nivel campo, y

además clasificar este volumen remanente en distin-

tas categorías de riesgo, tanto geológicas como eco-

nómicas; es un proceso complejo, donde se requiere

además de datos confiables, del conocimiento y ex-

periencia de especialistas en geología, geofísica,

petrofísica e ingeniería petrolera, con habilidades

técnicas y económicas, que le dan certeza a la esti-

mación de reservas. Los valores de reservas son

requeridos por inversionistas, reguladores, gobier-

nos, universidades, despachos contables especiali-

zados y consumidores, todos requieren una estima-

ción confiable de las reservas de hidrocarburos a una

fecha de evaluación, para determinar las perspecti-

vas de abastecimiento de energía del país que las

posee, así como para la evaluación consistente de

una medida del valor de las operadoras petroleras y

sobre todo, la estimación permitirá conocer de acuer-

do con las premisas económicas vigentes, de la pro-

ducción del periodo y de los resultados de la explora-

ción y delimitación de campos nuevos y en desarro-

llo, así como del comportamiento de los campos exis-

tentes, el incremento o decremento de las reservas,

su restitución, su reclasificación y su agotamiento.

La evaluación y clasificación de las reservas de hi-

drocarburos que realiza Petróleos Mexicanos, requie-

re de una metodología y de un conjunto de normas o

guías con definiciones comunes, para tal efecto se

aplican los lineamientos del Petroleum Resources

Management System (PRMS) que fundamenta la

existencia de reservas si y sólo si su comercialidad

va asociada a la existencia y documentación técnica

de un proyecto; y que son emitidos por la Society of

Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum

Council (WPC), la American Association of Petroleum

Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evalua-

tion Engineers (SPEE), la Society of Exploration Geo-

physicists (SEG), la Society of Petrophysicists and

Well Log Analysts (SPWLA) y la European Associa-

tion of Geoscientists and Engineers (EAGE). Adicio-

nalmente, para la categoría de reservas probadas se

aplican los criterios de la Securities and Exchange

Commission (SEC) de Estados Unidos de América.

Las normas y guías han sido adoptadas por los regu-

ladores de la industria petrolera en diferentes partes

del mundo. En México, la Comisión Nacional de Hi-

drocarburos fundamenta sus lineamientos en el

PRMS para regular el procedimiento de cuantifica-

ción y certificación de reservas de la Nación, publica-

do el 20 de diciembre de 2017 en el Diario Oficial de

la Federación.

Con la finalidad de obtener una recuperación máxi-

ma de hidrocarburos de forma rentable, cada año se

cuenta con un programa de actividades físicas a eje-

cutarse en los campos petroleros asignados a Pe-

mex, consistente en operaciones de: perforación y

terminación de pozos de desarrollo, reparación de

pozos, implementación de sistemas artificiales de

producción, aplicación de procesos de recuperación

Estimación al 1 de enero de 2019

16

secundaria y mejorada; y optimización de las instala-

ciones superficiales, entre otras más que permitan

reclasificar reservas de una categoría de mayor ries-

go a una de menor riesgo, incluso por mejor compor-

tamiento de la presión-producción. Asimismo, se

perforan y terminan pozos de nuevos descubrimien-

tos y delimitadores con el objetivo de incorporar nue-

vos campos petroleros, actualizar los volúmenes

originales y restituir la producción extraída en el pe-

riodo de evaluación.

Los pronósticos de producción resultantes de esta

combinación de actividades físicas consolidan los

volúmenes técnicos en una categoría de reserva es-

pecífica. Las estrategias de exploración y explota-

ción, así como los proyectos de desarrollo documen-

tados como proyectos de extracción, están asociadas

a inversiones estratégicas y operacionales, costos de

operación y mantenimiento, costos fijos y variables,

factores de encogimiento y rendimiento del gas, de la

magnitud de la riqueza de condensados, así como a

los precios de venta de los hidrocarburos. Los resul-

tados de las actividades de exploración y explota-

ción, clasificadas como delimitación, desarrollo, des-

cubrimientos y revisiones, en conjunto generan la

variación de las reservas de hidrocarburos que PEP

actualiza anualmente en sus diferentes categorías.

Los precios del petróleo crudo en el mercado interna-

cional son determinados por factores políticos, eco-

nómicos, climatológicos, de políticas energéticas,

regulaciones, oferta-demanda y competencia. En

este capítulo se describen las trayectorias de los pre-

cios de la mezcla mexicana de aceite crudo y del gas

húmedo amargo en el trienio 2016-2018, que han

servido para la evaluación económica de las reservas

de hidrocarburos. Durante el 2018 los precios de la

mezcla mexicana y del gas húmedo amargo presen-

taron una tendencia al alza.

También se explica en este capítulo el comporta-

miento de la fase gas en instalaciones de manejo y

transporte de Pemex Exploración y Producción, así

como el comportamiento de esta fase en los comple-

jos procesadores de la empresa. Cada una de las

mermas del volumen del gas en toda la trayectoria

pozo-centro de procesamiento sumarán el encogi-

miento total del gas, el encogimiento dependerá de la

capacidad del manejo y operación de las instalacio-

nes y de la eficiencia en el transporte del gas y de la

recuperación de sus líquidos, que será entregado en

plantas, obteniendo los factores que componen al

petróleo crudo equivalente, y por consiguiente el im-

pacto en los valores de reservas remanentes reporta-

das en esta unidad de medida.

De igual modo, se presentan a nivel subdirección, la

variación de las reservas de hidrocarburos en cada

una de sus clasificaciones ocurridas durante el año

2018, mostrando además su distribución y evolución

histórica durante el último cuadrienio. Posteriormen-

te, se hace una distinción de acuerdo a la calidad del

aceite y origen del gas natural para una mejor com-

prensión de las reservas que componen los campos

petroleros. Por último, las reservas de gas natural se

desglosan de acuerdo al tipo de fluido producido en

gas seco, gas húmedo o gas y condensado.

3.1 Precio de los hidrocarburos

Los ingresos estimados en las estrategias de explo-

tación que se documentan en los proyectos de inver-

sión son un elemento importante en la estimación de

la rentabilidad y valor de las reservas de hidrocarbu-

ros. Estos ingresos son resultados de los precios de

venta de los hidrocarburos que, junto con las inver-

siones asociadas a las actividades de desarrollo y a

los costos de operación y mantenimiento, determinan

el flujo de efectivo antes de impuestos, y como con-

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

17

secuencia el límite económico de las diferentes pro-

puestas de explotación en cada categoría de reserva.

Los precios de la mezcla mexicana y del gas húmedo

amargo, actúan como valores de frontera que no se

deben rebasar en la determinación de la comerciali-

dad de los volúmenes recuperables en explotación y

de los recién descubiertos, es decir se usan precios

constantes en la estimación de reservas.

Una de las premisas principales para convertir un

volumen de producción futura de hidrocarburos a

flujo de efectivo son los precios, por lo que resulta

necesario analizar el comportamiento histórico de

los precios oficiales que serán la base de la evalua-

ción económica de las reservas de hidrocarburos al

año de descuento. En la figura 3.1 se observa cómo

ha sido la dinámica de los precios en el trienio 2016-

2018. Iniciando el 2016 el precio de la mezcla mexi-

cana cayó hasta lo que hoy se considera su fondo,

pues el precio se ubicó en enero de 2016 en 24 dó-

lares por barril. Con una débil recuperación de su

valor, el precio de la mezcla mexicana retomó una

tendencia hacia un valor bajo, pero estable, llegan-

do a término del mes de junio de 2016 a los 40 dóla-

res por barril. Esta magnitud, ha sido el valor de ten-

dencia, bajando y subiendo en proporciones míni-

mas, cerrando en diciembre de 2016 en los 43 dóla-

res por barril.

Desde enero hasta diciembre de 2017 el comporta-

miento del precio de la mezcla mexicana se caracte-

riza por dos etapas, la de estabilidad de enero a

agosto en un promedio de 44 dólares por barril y la

de recuperación paulatina de septiembre a diciembre

de 2017, pues en estos 4 meses el precio de la mez-

cla pasó de 48 a 54 dólares por barril.

En enero de 2018, el precio de la mezcla mexicana

se cotizó en 58 dólares por barril, en una tendencia al

alza se mantuvo hasta el mes de octubre de 2018,

mientras tanto el comportamiento de la mezcla mexi-

cana durante los dos últimos meses del año se ca-

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

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0

1

2

3

4

5

6

7

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

2016 2017 2018

Gas húmedo amargo

dólares por miles de pies cúbicos

Aceite crudo

dólares por barril

Estimación al 1 de enero de 2019

18

racteriza por una tendencia a la baja, cerrando en el

mes de diciembre en 50 dólares por barril.

A partir de julio de 2016 se denota un periodo de es-

tabilidad del precio del gas, que termina en el mes de

enero de 2017, promediando durante estos siete me-

ses 3.2 dólares por millar de pie cúbico. De febrero a

diciembre de 2017, se aprecia una recuperación y

estabilidad del precio del gas en un valor promedio

de 4.0 dólares por millar de pie cúbico. Durante el

primer semestre de 2018, se presentaron oscilacio-

nes en el precio del gas húmedo amargo, mantenién-

dose en un rango de 4.4 a 4.3 dólares por millar de

pie cúbico. El segundo semestre de 2018 la tenden-

cia del precio del gas fue al alza, pasando de 4.2 a

6.12 dólares por millar de pie cúbico en el mes de

diciembre de 2018.

3.2 Petróleo crudo equivalente

Hablar de reservas de hidrocarburos, es necesario

hacerlo en una unidad internacional que represente

el inventario de hidrocarburos totales; esta unidad se

llama petróleo crudo equivalente, que en su fórmula

desarrollada incluye al aceite crudo, los condensa-

dos, los líquidos de planta y el gas seco equivalente

a líquido. En su fórmula simplificada, esta unidad es

igual al aceite crudo más el producto del gas natural

por su factor de equivalencia a líquido. El gas seco

equivalente a líquido se obtiene al relacionar el con-

tenido calorífico del gas seco, en nuestro caso el gas

residual promedio de los complejos procesadores de

gas Ciudad Pemex, Cactus y Nuevo Pemex, con el

contenido calorífico del aceite crudo tipo Maya; el

resultado es una equivalencia que normalmente se

expresa en millares de pies cúbicos de gas seco por

barriles de aceite. Sin embargo, el valor no es una

constante, ya que es directamente proporcional a la

composición de la mezcla, y entonces dependerá si

el gas es rico o no en contenido de hidrocarburos

licuables, qué tan seco o qué tan húmedo, o qué tan

amargo, y además se calcula para cada yacimiento.

La estimación del petróleo crudo equivalente consi-

dera los encogimientos y rendimientos del gas natu-

ral que se presentan durante su manejo y distribu-

ción, desde el pozo en los campos donde se produce

hasta los complejos procesadores de gas donde es

sometido a diferentes procesos industriales. Por esto,

cualquier modificación en los sistemas de recolección

y transporte que afecte la eficiencia del manejo y dis-

tribución del gas en la trayectoria pozo-complejo pro-

cesador de gas, incidirá de manera directa en el valor

final del volumen de petróleo crudo equivalente. Una

libranza o un paro por tormenta o emergencia son

ejemplos de situaciones reales que afectan directa-

mente el valor final del petróleo crudo equivalente.

3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de

manejo y transporte de PEP

Los procesos industriales a los que se someten los

volúmenes de gas natural durante su transporte des-

de las baterías de separación, si es gas asociado, o

desde el pozo, si es gas no asociado, hasta los com-

plejos procesadores de gas cuando se trata de gas

húmedo y/o si contiene impurezas, tales como azu-

fre, nitrógeno y dióxido de carbono, generan subpro-

ductos de naturaleza líquida quedando como entre-

gable, en la parte final del proceso, el gas seco. El

gas seco dulce se distribuye directamente para su

comercialización y los líquidos de planta se envían a

las fraccionadoras para la obtención de etano, gas

licuado y nafta.

En algunas instalaciones, una fracción del gas de los

pozos se utiliza como combustible para la compre-

sión del mismo gas producido, en otras instalaciones,

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

19

una fracción del gas es utilizado para reinyectarlo al

yacimiento o para utilizarlo en sistemas artificiales de

producción como el bombeo neumático. A esta frac-

ción del gas se le denomina autoconsumo. En otra

circunstancia, puede ocurrir también que no existan

instalaciones superficiales o éstas sean insuficientes

para el manejo y transporte del gas asociado o bien

en campos con producción marginal o intermitente de

aceite, debido a los bajos volúmenes de hidrocarbu-

ros producidos consecuentemente y por seguridad de

las instalaciones el gas producido o parte del mismo

se podría enviar a la atmósfera, reduciéndose enton-

ces el volumen del gas que se envía a los complejos

procesadores, o directamente a comercialización.

El gas enviado a los complejos procesadores experi-

menta cambios de temperatura, presión y volumen

en su trayecto a los mismos, dando origen a la con-

densación de líquidos dentro de los ductos y disminu-

yendo por ende su volumen final, la riqueza de con-

densados dependerá de la composición de la mezcla

en todo el circuito. El gas resultante de esta tercera

reducción potencial, después del autoconsumo y el

envío a la atmósfera, es el que efectivamente se en-

trega en las plantas. Además, los líquidos obtenidos

del gas natural durante su transporte, conocidos co-

mo condensados de línea, se entregan también en

los complejos procesadores de gas. Los condensa-

dos que se producen en las plantas de procesamien-

to de gas natural, se suelen transportar mediante

poliductos hacia las plantas de fraccionamiento.

Todos los gases naturales siempre tienen alguna

cantidad de líquidos, a veces se les puede recuperar

económicamente, en otras ocasiones esto no es po-

sible. Algunas veces los líquidos deben ser retirados

del gas para cumplir una especificación de transporte

(el poder calorífico, por ejemplo). Asimismo, el gas

debe ser limpiado (procesado) para retirarle impure-

zas, cuando es azufre lo que se le retira, se le cono-

ce como endulzamiento.

Estas reducciones en el manejo y transporte de gas

a los complejos procesadores se expresan cuantitati-

vamente mediante una terna de factores:

i. Factor de encogimiento por eficiencia en el mane-

jo (feem), el cual considera el envío de gas a la

atmósfera y el autoconsumo e inyección del gas al

yacimiento.

ii. Factor de encogimiento por licuables en el trans-

porte (felt), que representa la disminución del vo-

lumen de gas por su condensación en los ductos

al enviarlo a plantas.

iii. Factor de recuperación de condensados (frc), que

relaciona los líquidos obtenidos en el transporte

con el gas enviado a planta.

Los factores de encogimiento del gas natural y recu-

peración de condensados, se calculan mensualmen-

te utilizando la información a nivel campo de las sub-

direcciones de producción: Bloques Aguas Someras

AS01, Bloques Aguas Someras AS02, Bloques Norte

y Bloques Sur. Se considera también la regionaliza-

ción de la producción de gas y condensado que se

envía a más de un complejo procesador de gas.

En la Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS01, la evolución del factor de encogi-

miento por eficiencia en el manejo (feem), que es el

indicador del aprovechamiento del gas natural, mues-

tra que en el periodo 2016 este factor se comportó de

manera fluctuante de bajos y altos, siendo el valor

más bajo de 0.26 en febrero y el valor más alto de

0.32 en mayo, teniendo una media en este periodo

de 0.29 explicándose este comportamiento en sus

Estimación al 1 de enero de 2019

20

valores altos por el incremento en la inyección de gas

para bombeo neumático a sus yacimientos. Un evi-

dente crecimiento del factor se presentó durante los

primeros 8 meses de 2017, promediando en 0.31.

Seguido de otro evidente crecimiento del factor, al

pasar el valor promedio a 0.39 en los siguientes cua-

tro meses de cierre del año. El promedio del factor de

encogimiento por eficiencia en el manejo para el

2018 fue de 0.35.

La evolución del factor de encogimiento por eficiencia

en el manejo (feem) de la Subdirección de Producción

Bloques Aguas Someras AS02, durante el periodo de

enero a diciembre de 2016, muestra que el comporta-

miento de este factor pasó de 0.89 a 0.75 en el primer

semestre, sin embargo, presentó un crecimiento de

manera gradual, mes con mes de 0.75 a 0.93 lo ante-

rior debido principalmente al incremento en el auto-

consumo para bombeo neumático. La manera en que

este factor se comportó durante el 2017 fue un perio-

do plano de 0.95 asociado al incremento en el auto-

consumo por los primeros 8 meses, el siguiente cua-

trimestre el factor cayó hasta 0.89. En el periodo 2018

el valor promedio de este factor fue de 0.92.

Para la Subdirección de Producción Bloques Norte,

el factor de encogimiento por eficiencia en el manejo

de enero a diciembre de 2016 la estabilidad de este

factor siguió con pequeñas fluctuaciones, mantenién-

dose en promedio en 0.87, esto se explica por el con-

tinuo uso de gas para su autoconsumo en el bombeo

neumático. El primer semestre de 2017 es una cons-

tante plana, cuyo valor promedio es de 0.87. En el

segundo semestre de 2017 este valor pasó de 0.85 a

0.81. En el periodo 2018 el valor promedio de este

factor fue de 0.82.

Respecto de la Subdirección de Producción Bloques

Sur, el comportamiento de este factor se repitió du-

rante el periodo enero a diciembre de 2016, peque-

ñas fluctuaciones de este factor promediaron en este

año 0.9. Con el 2017, otra vez se presentó un com-

portamiento plano del factor, en un valor promedio de

0.92. En el periodo 2018 el valor promedio de este

factor fue de 0.89.

En la Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS01, el factor de encogimiento por licua-

bles en el transporte (felt) para el periodo de enero a

diciembre de 2016, se caracteriza por tener una me-

seta de 0.85 por siete meses, y por el inicio de una

segunda meseta de 0.87 del último trimestre. El año

2017 se caracterizó por pasar de 0.87 en enero y

terminar con 0.81 en diciembre, previo dos reduccio-

nes de 0.77 y 0.75 en los meses de agosto y octubre.

El promedio del factor de encogimiento por licuables

en el transporte para el 2018 fue de 0.77.

La Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-

ras AS02 presentó una fluctuación de 0.86 a 0.80 se

presentó en el primer trimestre de 2016, luego este

factor subió de 0.80 hasta 0.91, cerrando el año 2016

con 0.85. El periodo de 2017 se caracterizó por un

comportamiento plano, con un promedio de todo el

año de 0.85. El promedio del factor de encogimiento

por licuables en el transporte para el 2018 fue de 0.87.

La Subdirección de Producción Bloques Sur se ha

comportado de manera constante durante el periodo

2016, manteniendo esta estabilidad durante 2017. El

promedio del factor de encogimiento por licuables en

el transporte para el 2018 fue de 0.99.

En la Subdirección de Producción Bloques Norte el

valor de este factor en 2016, bajo gradualmente de

0.96 en enero a 0.94 en diciembre. El periodo de

2017 se caracterizó por un comportamiento constan-

te, con un promedio de todo el año de 0.94. El pro-

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

21

medio del factor de encogimiento por licuables en el

transporte para el 2018 fue de 0.92.

Estas variaciones se muestran en la figura 3.2. El

efecto de la eficiencia operativa en las instalaciones

de distribución en cada uno de los procesos indus-

triales antes de llegar al complejo procesador de gas

incide de manera directa en el aumento o disminu-

ción del factor de encogimiento del gas por efecto de

licuables en las líneas de transporte.

En la Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS01, para 2016, el factor de recuperación

de condensados (frc) mostró una relativa recupera-

ción por encima de los 26.0, sin embargo, para el

mes de mayo el valor cayó de 27.0 hasta 17.0, y así

paulatinamente hasta llegar a septiembre con un va-

lor de 8.8, cerrando el año con 9.5. El primer semes-

tre de 2017 se fue posicionando de manera creciente

este factor y llegó hasta un valor de 13.5 barriles por

millón de pies cúbicos, pero a partir de agosto, su

comportamiento se abatió hasta 0.3 barriles por mi-

llón de pies cúbicos en el mes de diciembre de 2017.

El promedio del factor de recuperación de condensa-

dos para el 2018 fue de 9.1.

En la Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS02, el factor de recuperación de conden-

Figura 3.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados del gas natural.

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0

5

10

15

20

25

30

35

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

2016 2017 2018

Bloques Aguas Someras AS01 Bloques Aguas Someras AS02 Bloques Norte Bloques Sur

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

Estimación al 1 de enero de 2019

22

sados (frc) tuvo un comportamiento en 2016 escalo-

nado en tres periodos, el primero de enero a abril con

11.4 de promedio, el segundo de abril a octubre con

un promedio de 13.7 y el último de octubre a diciem-

bre con tendencia al alza por encima de los 16.0 ba-

rriles por cada millón de pies cúbicos. Sin embargo,

el comportamiento de todo el 2017 se caracterizó por

un decremento que inició en enero con un valor de

15.9 y terminó en diciembre con 7.7 barriles por cada

millón de pies cúbicos. El promedio del factor de re-

cuperación de condensados para el 2018 fue de 10.4.

El factor en la Subdirección de Producción Bloques

Norte para el 2016 se caracteriza por tener dos perio-

dos, el primero de enero a julio con los valores a la

baja de 9.4 a 7.4. La segunda mitad del año se esta-

biliza en un valor promedio de 7.4 barriles por cada

millón de pies cúbicos. Para el 2017 un periodo de 9

meses de enero a septiembre, el factor promedió 7.3

barriles por cada millón de pies cúbicos, el siguiente

trimestre se recuperó y ascendió hasta diciembre de

2017 en un valor de 8.2 barriles por cada millón de

pies cúbicos. El promedio del factor de recuperación

de condensados para el 2018 fue de 6.9.

Respecto a la Subdirección de Producción Bloques

Sur, el comportamiento del periodo 2016 el valor del

factor fue declinando de 4.2 en enero hasta alcanzar

un valor en diciembre de 3.4 barriles por cada millón

de pies cúbicos. El 2017 se caracterizó por mante-

nerse en un promedio de 3.3 barriles por cada millón

de pies cúbicos. El promedio del factor de recupera-

ción de condensados para el 2018 fue de 2.9.

3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos

procesadores

Petróleos Mexicanos cuenta con nueve complejos

procesadores de gas (CPG) distribuidos en las regio-

nes petroleras: Arenque, Burgos, Cactus, Ciudad

Pemex, La Venta, Matapionche, Nuevo Pemex, Poza

Rica y Reynosa. Los CPG se construyeron bajo la

filosofía de aprovechar el gas asociado de los yaci-

mientos de petróleo crudo y del gas no asociado de

campos con producción comercial. Los CPG reciben

el gas amargo enviado por Pemex Exploración y Pro-

ducción el cual se produce en las cuatro subdireccio-

nes de producción. Ciudad Pemex, Cactus y Nuevo

Pemex son los complejos más grandes de Pemex,

en ellos se lleva a cabo la mayoría del endulzamiento

del gas y del condensado amargo; del procesamiento

del gas dulce (recuperación de líquidos) y de la recu-

peración de azufre. En lo que respecta a los conden-

sados, casi la totalidad de su endulzamiento se reali-

za en los complejos de Cactus y Nuevo Pemex.

El gas recibido en los complejos procesadores se

somete a procesos de endulzamiento cuando el gas

es amargo o si está contaminado por algún gas no

hidrocarburo para obtener el gas dulce húmedo; pos-

teriormente, a éste se le aplican procesos de absor-

ción y criogénicos para obtener los líquidos de planta

y el gas seco, también conocidos como hidrocarbu-

ros licuados y gas residual. Las reducciones en el

volumen del gas en estos procesos se expresan

cuantitativamente mediante dos factores:

i. Factor de encogimiento por impurezas (fei), que

considera el efecto de retirar los compuestos que

no son hidrocarburos del gas.

ii. 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). Una vez procesado el

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

23

gas húmedo y los condensados en el complejo se

entregan en las fronteras establecidas los productos

como gas licuado, gas dulce, gas natural seco,

etano y naftas.

Cada complejo procesador de gas recibe diferentes

composiciones de los hidrocarburos producidos y su

funcionamiento sigue altos estándares de exigencia

mediante un proceso de producción diseñado para

su operación.

Durante el trienio 2016-2018 el comportamiento de

los factores de encogimiento y rendimiento del gas

en los complejos procesadores han seguido trayecto-

rias semejantes, la eficiencia dependerá de la com-

posición de la mezcla que cada complejo maneje, del

número de etapas de su proceso intrínseco, así co-

mo también del abasto de gas húmedo amargo pro-

veniente de los yacimientos de las Cuencas del Sur-

este y de la Cuenca Tampico-Misantla y del volumen

de gas húmedo dulce de las cuencas de Burgos y

Veracruz. En la figura 3.3 se presenta el comporta-

miento de todos los complejos procesadores de gas.

Los factores de encogimiento por impurezas en los

complejos Poza Rica y Arenque son los más altos del

Figura 3.3 Factores de encogimiento y recuperación de líquidos en los complejos procesadores de gas en donde se entrega el gas natural de los yacimientos.

0.90

0.91

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00

0.55

0.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

0

20

40

60

80

100

120

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

2016 2017 2018

Factor de encogimiento por impurezas (fei)

Factor de encogimiento por licuables en planta (felp)

Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp)

barriles por millón de pies cúbicos

Cactus Cd. Pemex Matapionche Nuev o Pemex Poza RicaArenque La VentaBurgos

Estimación al 1 de enero de 2019

24

sistema, debido a su alta eficiencia operativa presen-

tan plataformas constantes de 0.98 y de 1.0 respecti-

vamente, tanto para 2017 como para el 2018. El

complejo Matapionche tuvo el valor promedio durante

2018 de 0.96, generado por la incorporación de gas

asociado a la corriente de gas no asociado prove-

niente de yacimientos de aceite y gas. Los complejos

Cactus y Ciudad Pemex mantuvieron una constante

de 0.95 para este factor tanto en 2017 como en

2018. El caso de Nuevo Pemex muestra ligeras va-

riaciones al alza que lo estabilizaron en 0.96 en

2018, igual que en 2017. No se maneja este factor en

los complejos La Venta, Reynosa y Burgos.

El factor de encogimiento por licuables en planta pre-

senta variaciones ligeras en la mayoría de los com-

plejos procesadores. Para el 2016 Cactus se estabili-

zó en 0.79. En el 2017 este factor se recuperó y pasó

de 0.81 en enero a 0.85 en junio, cerrando a diciem-

bre en 0.83, el valor promedio de este factor durante

2018 en Cactus considerando fue de 0.82. Respecto

a Poza Rica presenta una trayectoria ascendente del

factor de 0.94 en enero de 2015 y pasa a 0.95 al final

del mismo año. Este complejo se mantuvo en 0.95 en

2016. Subió hasta 0.99 en mayo de 2017 y fluctuan-

do en promedio a 0.94, el resto del segundo semes-

tre de 2017. El valor promedio fue de 0.95 durante

2018 en Poza Rica. El complejo de Ciudad Pemex

durante 2018 presenta un valor promedio de 0.79. La

Venta pasó de 0.84 en 2015 a 0.83 en 2016, ídem

con 0.83 en el periodo 2017. El complejo de La Ven-

ta, durante 2018 presenta un valor promedio cons-

tante de 0.82. Durante el año 2016, Matapionche se

mantuvo en 0.92, en 2017 pasó a 0.91 y durante

2018 presenta un valor promedio constante de 0.92.

Nuevo Pemex se mantuvo en 0.84 en los años 2016

y 2017. Arenque se mantuvo en 0.95 en 2016, ligera-

mente se posicionó en 0.94 durante 2017, durante

2018 presenta un valor promedio de 0.84.

En planta no todos los complejos recuperan el mismo

volumen de líquidos, el comportamiento del factor de

recuperación de líquidos en planta (frlp) para el perio-

do 2016-2018 se caracteriza por dos bandas, la pri-

mera con valores por arriba de los 80 barriles por

cada millón de pies cúbicos (b/mmpc), Nuevo Pemex

y la segunda con valores menores a los 60 b/mmpc,

Matapionche. Corresponde a La Venta los valores

que superan los 100 b/mmpc. Ciudad Pemex sólo se

mantuvo los meses de enero y febrero por arriba de

los 100 b/mmpc. Es el complejo Cactus que casi lle-

ga a los 100 b/mmpc por un ligero incremento de lí-

quidos en el último trimestre del 2016. Durante el

2017 este complejo promedió 106 b/mmpc, pero du-

rante el 2018, el factor de recuperación de líquidos

en planta de Cactus se comportó de manera descen-

dente, pasando de 87 b/mmpc en enero de 2018 a

76 b/mmpc en diciembre de 2018.

El complejo que ha manifestado una recuperación de

líquidos mayor es Ciudad Pemex, ya que para el

2016 presentó un promedio de 97 b/mmpc, durante

2017 promediando 105 b/mmpc, y durante 2018, el

factor de recuperación de líquidos en Ciudad Pemex

se comportó de manera descendente, pasando de

107 b/mmpc en enero de 2018 a 97 b/mmpc en di-

ciembre de 2018. Es Nuevo Pemex el más bajo de

esta banda durante 2016 con valores promedio de 82

b/mmpc, para 2017 el promedio se ubicó en 78 b/

mmpc durante el 2018, el factor de recuperación de

líquidos en Nuevo Pemex se comportó de manera

cíclica en dos periodos de alza y de baja, el primer

periodo fue de enero a julio que pasó de 73 b/mmpc

a 82 b/mmpc, el segundo periodo fue de julio a di-

ciembre que pasó de 72 b/mmpc a 78 b/mmpc.

El complejo Matapionche manifiesta un ligero incre-

mento, pasando en promedio de 55 b/mmpc en 2015

a 59 b/mmpc en 2016, promediando 57 b/mmpc du-

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

25

rante 2017. Durante el 2018, el factor de recupera-

ción de líquidos en Matapionche se comportó de

manera estable, siendo el valor promedio constante

de 58 b/mmpc.

Para el mes de abril de 2016, la planta criogénica del

CPG Arenque dejó de operar y pasó de 53 b/mmpc a

cero, ya en octubre de 2016 arrancó con 68 b/mmpc.

En el 2017 esta planta sólo operó por 8 meses, pro-

mediando 62 b/mmpc. Durante el 2018, la planta

criogénica del CPG Arenque no estuvo en operación.

El complejo Burgos se caracteriza por ser un comple-

jo estable en los últimos años con promedios de 27

b/mmpc, y en 2017 su eficiencia creció, promediando

28 b/mmpc. El complejo Poza Rica ha disminuido su

capacidad, bajando su relación de líquidos a 34 b/

mmpc en 2016 a 28 b/mmpc en 2018.

3.3 Reservas remanentes totales

El balance de las reservas de una evaluación a otra

depende de las variaciones causadas por los resulta-

dos de las actividades de delimitación, desarrollo,

revisión del comportamiento de presión/producción,

incorporación de campos nuevos, así como por la

producción del periodo, costos de operación y mante-

nimiento y no menos importante, por los precios de la

mezcla mexicana de crudo y del gas húmedo amargo.

Bajo la dinámica de estas premisas, el volumen de

las reservas 3P estimadas por Pemex al 1 de enero

de 2019, totalizan 20,452.6 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, su clasificación se distri-

buye de la siguiente manera: 34.3 por ciento de reser-

vas probadas, 32.3 por ciento de reservas probables

y 33.4 por ciento corresponde a reservas posibles.

A partir de la evaluación del 1 de enero de 2015 se

mantiene el efecto de no tener asignados el inventa-

rio total de campos, lo que hace incomparables los

valores contra los ejercicios anteriores a esta fecha,

en todas las categorías de reservas y en todos sus

tipos de hidrocarburos, por lo que el lector debe ser

prudente en el uso de las cifras, las cuales corres-

ponden en este libro a los campos asignados a Pe-

tróleos Mexicanos. La integración por categoría de

las reservas remanentes de PCE en sus diferentes

categorías se muestra en la figura 3.4.

Desde el punto de vista regional al 1 de enero de

2019, las reservas 3P de petróleo crudo equivalente

Figura 3.4 Integración por categoría de las reservas remanentes de petróleo crudo equivalente.

mmbpce

Estimación al 1 de enero de 2019

26

se distribuyen en la Subdirección de Producción

Bloques Norte 39.9 por ciento, en la Subdirección

de Producción Bloques Aguas Someras AS01 con

38.6 por ciento, la Subdirección de Producción Blo-

ques Aguas Someras AS02 13.3 por ciento y final-

mente la Subdirección de Producción Bloques Sur

con 8.1 por ciento.

En términos de crudo y gas natural, las reservas tota-

les asignadas a Pemex al 1 de enero de 2019 as-

cienden a 15,292.4 millones de barriles y 27,655.2

miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.

De acuerdo con el tipo de fluido que compone al pe-

tróleo crudo equivalente la distribución de las reser-

vas remanentes totales de Pemex al 1 de enero de

2019, se muestra en el cuadro 3.1. El aceite crudo es

el que aporta mayor volumen con el 74.8 por ciento,

el condensado con 0.6 por ciento, los líquidos de

planta con 5.3 por ciento y el 19.3 por ciento restante

corresponde al gas seco equivalente a líquido. En

términos del gas natural, el volumen estimado de gas

entregado en planta es de 23,240.1 miles de millones

de pies cúbicos, y la reserva de gas seco es de

20,565.8 miles de millones de pies cúbicos.

La variedad de fluidos producidos por los campos en

explotación es diversa y por ello se hace una clasifi-

cación de las reservas totales de acuerdo con su

calidad comercial, tomando en cuenta la densidad

del fluido, en el cuadro 3.2 se muestra esta clasifica-

ción. El aceite pesado es el que tiene mayor presen-

Cuadro 3.1 Distribución histórica de las reservas totales.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos

de planta Gas seco

equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco

mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 16,368.7 179.4 1,670.9 4,004.1 22,223.0 28,308.2 24,696.4 20,825.3

Marina Noreste 7,407.2 63.5 218.3 453.7 8,142.7 3,618.3 2,908.0 2,359.6

Marina Suroeste 2,820.8 50.1 327.3 766.7 3,964.9 6,170.7 4,824.4 3,987.3

Norte 4,308.4 23.7 694.7 2,066.9 7,093.6 13,414.9 12,180.2 10,749.7

Sur 1,832.3 42.1 430.6 716.9 3,021.9 5,104.2 4,783.9 3,728.6

2017 Total 16,881.7 171.9 1,473.6 3,621.3 22,148.5 25,779.8 22,127.0 18,833.4

Marina Noreste 8,204.7 68.4 314.5 560.1 9,147.6 4,419.4 3,600.5 2,913.2

Marina Suroeste 2,500.2 50.7 237.0 547.0 3,334.9 4,680.7 3,409.0 2,844.8

Norte 4,874.7 34.5 622.7 2,001.8 7,533.7 13,020.3 11,691.5 10,410.4

Sur 1,302.2 18.4 299.4 512.4 2,132.4 3,659.4 3,426.1 2,665.0

2018 Total 15,738.1 118.8 1,494.9 3,737.1 21,088.9 26,449.6 22,793.2 19,436.2

Bloques Aguas Someras AS01 7,534.3 32.5 295.6 468.2 8,330.6 4,054.1 3,174.9 2,435.1

Bloques Aguas Someras AS02 2,483.9 42.0 276.1 593.3 3,395.3 4,703.4 3,727.9 3,085.9

Bloques Norte 4,681.9 34.0 645.8 2,182.1 7,543.8 14,314.5 12,662.1 11,349.0

Bloques Sur 1,038.0 10.3 277.5 493.4 1,819.2 3,377.5 3,228.3 2,566.2

2019 Total 15,292.4 116.6 1,089.3 3,954.3 20,452.6 27,655.2 23,240.1 20,565.8

Bloques Aguas Someras AS01 7,206.7 20.4 261.7 414.2 7,903.0 3,755.8 2,838.1 2,154.4

Bloques Aguas Someras AS02 2,139.6 40.3 205.4 338.9 2,724.2 3,068.0 2,264.9 1,762.8

Bloques Norte 4,975.4 42.3 388.2 2,759.3 8,165.1 17,765.6 15,245.9 14,350.8

Bloques Sur 970.8 13.6 234.1 441.8 1,660.3 3,065.7 2,891.2 2,297.8

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

27

cia, el cual aporta 61.8 por ciento del volumen total,

en segundo término, el aceite ligero con 26.0 por

ciento y, por último, el aceite superligero con 12.2

por ciento. En los campos de la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Aguas Someras AS01 se encuentra

el mayor volumen de reservas totales de aceite pe-

sado con el 70.2 por ciento, de la misma manera, en

la Subdirección de Producción Bloques Norte se en-

cuentra el mayor porcentaje de aceite ligero con 48.4

por ciento, mientras que, para el caso del aceite su-

perligero, los volúmenes están divididos de la si-

guiente manera, en términos de porcentaje, en la

Subdirección de Producción Bloques Norte con 60.1,

en la Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS02 con 24.5 y la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Sur con 15.5.

En el mismo cuadro 3.2 se presenta la evolución de

las reservas remanentes totales de gas natural de

Pemex, por su naturaleza el gas se desglosa en aso-

ciado y no asociado. La porción mayor de la reserva

remanente total de gas natural corresponde a gas

asociado con un porcentaje del total de 64.8, y una

magnitud de 17,914.2 miles de millones de pies cúbi-

cos, y un 35.2 por ciento para el gas no asociado,

cuyos volúmenes de reserva alcanzaron 9,741.0 mi-

les de millones de pies cúbicos. La mayor parte del

gas asociado se localiza en la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Norte con el 57.5 por ciento, es de-

cir 10,305.3 miles de millones de pies cúbicos. En

cuanto a las reservas totales de gas no asociado,

para esta evaluación, los mayores volúmenes se

localizan distribuidos proporcionalmente entre la

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

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total

mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 9,881.8 4,805.8 1,681.1 21,245.5 3,566.4 2,812.2 684.1 7,062.8

Marina Noreste 7,299.9 107.3 0.0 3,618.3 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 480.1 1,655.3 685.4 2,735.5 2,508.9 926.4 0.0 3,435.3

Norte 1,876.6 2,020.7 411.0 10,865.2 136.7 1,815.5 597.5 2,549.7

Sur 225.1 1,022.5 584.7 4,026.5 920.9 70.3 86.6 1,077.8

2017 Total 10,973.4 4,291.4 1,616.9 20,392.8 1,967.7 2,804.7 614.6 5,387.0

Marina Noreste 8,128.6 76.0 0.0 4,419.4 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 498.2 1,414.4 587.6 2,520.4 991.0 1,169.3 0.0 2,160.3

Norte 2,135.0 2,092.1 647.6 10,660.3 207.5 1,591.4 561.2 2,360.0

Sur 211.7 708.8 381.8 2,792.7 769.2 44.1 53.4 866.7

2018 Total 10,141.8 3,964.9 1,631.5 19,347.9 3,686.0 2,798.5 617.1 7,101.6

Bloques Aguas Someras AS01 7,469.4 64.9 0.0 4,054.1 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 525.9 1,373.3 584.7 2,747.8 786.4 1,169.3 0.0 1,955.7

Bloques Norte 1,962.5 2,016.6 702.9 10,530.6 1,623.6 1,585.9 574.4 3,783.9

Bloques Sur 184.0 510.1 343.9 2,015.5 1,275.9 43.4 42.7 1,362.0

2019 Total 9,450.7 3,983.5 1,858.2 17,914.2 6,348.9 2,774.0 618.0 9,741.0

Bloques Aguas Someras AS01 6,632.9 573.8 0.0 3,755.8 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 698.8 986.3 454.5 2,097.2 739.3 231.5 0.0 970.8

Bloques Norte 1,931.6 1,927.6 1,116.2 10,305.3 4,374.1 2,509.0 577.3 7,460.4

Bloques Sur 187.4 495.8 287.6 1,755.9 1,235.5 33.6 40.7 1,309.9

Estimación al 1 de enero de 2019

28

Subdirección de Producción Bloques Norte y la Sub-

dirección de Producción Bloques Sur con 76.6 y 13.4

por ciento, respectivamente.

La evolución histórica de las reservas totales de

petróleo crudo equivalente en los últimos tres años

se muestra en la figura 3.5 indicando las causas y

los factores que propiciaron la variación de las re-

servas totales con respecto al año anterior. En la

estimación al 1 de enero del 2019 se registró un

decremento por 636.3 millones de barriles de pe-

tróleo crudo equivalente, las reservas pasaron de

21,088.90 al 1 de enero del 2018 a 20,452.6 millo-

nes de barriles de petróleo crudo equivalente al 1

de enero del 2019, esta modificación es atribuible a

la integración y balance de cinco conceptos: adicio-

nes, revisiones, desarrollos, producción, y un nue-

vo elemento de cambio llamado migraciones de

campos. El desglose de cada uno de estos cinco

conceptos se resume de la siguiente manera en

miles de millones de barriles de petróleo crudo

equivalente. Las adiciones de reservas por 1,160.8

mmbpce compuestas por actividades en delimita-

ción y por descubrimientos, no fueron suficientes,

pero amortiguaron la reducción de las reservas 3P.

En tanto las actividades que reducen el valor de las

reservas son: la producción del periodo 2018 por

915.4 mmbpce, las revisiones que desincorporaron

446.9 mmbpce por el comportamiento de los cam-

pos. El concepto de desarrollos desincorpora 188.3

mmbpce, este concepto agrupa actividades físicas

como la terminación de pozos de desarrollo y de

pozos delimitadores durante el año 2018, además

de la actualización de modelos geológicos-

petrofísicos. Finalmente, las migraciones de cam-

pos presentaron una reducción de reservas por

246.5 mmbpce.

La relación reserva-producción del volumen total de

reservas asignadas a Pemex al 1 de enero de 2019,

sólo considera la producción del periodo 2018 de los

campos. Bajo esta consideración para la reserva 3P

la relación reserva-producción alcanzó un valor de

22 años. Para las reservas 2P, la relación es 15

años y para las reservas probadas totales de 8 años.

Es importante mencionar que para el cálculo de este

indicador no se contempla declinación de la produc-

ción, ni variación en los precios de hidrocarburos y

costos de operación, mantenimiento y transporte.

Además de considerar constante la producción del

sistema, y de la suposición de que no se harán in-

versiones estratégicas.

Figura 3.5 Evolución de las reservas totales de petróleo crudo equivalente.

mmbpce

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

29

3.3.1 Reservas remanentes probadas

Las reservas probadas de hidrocarburos de Pemex

han sido evaluadas de acuerdo con los criterios y

definiciones de la SEC, reportando un volumen de

reservas probadas al 1 de enero de 2019 por 7,010.3

millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Si

se considera la distribución a nivel regional, 51.2 por

ciento se encuentra en la Subdirección de Produc-

ción Bloques Aguas Someras AS01, siendo esta la

de mayor contribución seguida por la Subdirección

de Producción Bloques Norte con 21.5 por ciento. La

Subdirección de Producción Bloques Sur aporta el

14.9 por ciento, y la Subdirección de Producción Blo-

ques Aguas Someras AS02 con 12.4 por ciento. En

términos de aceite y gas natural las reservas proba-

das de Pemex ascienden a 5,332.9 millones de barri-

les de crudo y 8,856.6 miles de millones de pies cúbi-

cos de gas natural.

Para esta evaluación, el valor del volumen de reser-

vas probadas de petróleo crudo equivalente está

conformado por 76.1 por ciento de aceite crudo, 17.5

por ciento de gas seco equivalente a líquido, los líqui-

dos de planta contribuyen con 5.6 por ciento y los

condensados con el restante 0.9 por ciento. Las re-

servas probadas de gas entregado en planta y gas

seco contienen 7,356.2 y 6,367.7 miles de millones

de pies cúbicos, respectivamente, y para esta fase

hidrocarburo los mayores volúmenes se ubican prin-

cipalmente en la Subdirección de Producción Blo-

ques Norte con 44.8 por ciento y en la Subdirección

Cuadro 3.3 Distribución histórica de las reservas probadas.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos

de planta Gas seco

equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco

mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 7,141.6 116.9 718.0 1,655.4 9,632.0 12,064.2 10,364.0 8,609.8

Marina Noreste 3,974.0 41.9 145.5 302.4 4,463.8 2,378.3 1,938.4 1,572.9

Marina Suroeste 1,218.5 24.2 180.2 423.6 1,846.5 3,402.0 2,664.0 2,203.1

Norte 736.1 13.7 77.4 404.3 1,231.5 2,530.4 2,256.0 2,103.0

Sur 1,213.1 37.0 315.0 525.1 2,090.1 3,753.4 3,505.6 2,730.8

2017 Total 6,537.3 92.4 589.2 1,342.9 8,561.8 9,883.0 8,367.2 6,984.2

Marina Noreste 3,987.4 39.6 175.5 312.5 4,515.0 2,473.5 2,008.9 1,625.4

Marina Suroeste 868.7 21.1 106.5 238.0 1,234.3 2,031.0 1,503.7 1,238.0

Norte 788.2 15.9 84.6 411.1 1,299.8 2,643.8 2,307.2 2,138.0

Sur 893.0 15.8 222.6 381.2 1,512.7 2,734.6 2,547.5 1,982.8

2018 Total 5,806.5 66.7 553.8 1,267.7 7,694.7 9,329.7 7,903.5 6,593.3

Bloques Aguas Someras AS01 3,557.5 23.0 165.3 261.9 4,007.7 2,240.2 1,775.9 1,362.1

Bloques Aguas Someras AS02 847.8 21.4 130.3 266.8 1,266.3 2,117.0 1,704.0 1,387.7

Bloques Norte 740.3 14.5 75.8 415.6 1,246.2 2,758.8 2,309.6 2,161.6

Bloques Sur 660.9 7.9 182.3 323.4 1,174.5 2,213.6 2,114.0 1,681.9

2019 Total 5,332.9 62.4 390.8 1,224.3 7,010.3 8,856.6 7,356.2 6,367.7

Bloques Aguas Someras AS01 3,253.3 13.3 125.2 198.1 3,589.9 1,807.7 1,357.5 1,030.5

Bloques Aguas Someras AS02 630.2 26.2 78.7 132.3 867.4 1,144.6 894.0 687.9

Bloques Norte 838.6 12.5 39.2 614.8 1,505.2 3,970.3 3,278.9 3,197.3

Bloques Sur 610.7 10.4 147.6 279.2 1,047.9 1,934.0 1,825.8 1,452.0

Estimación al 1 de enero de 2019

30

de Producción Bloques Sur con 21.8 por ciento. La

evolución de estas reservas por tipo de fluido y sub-

dirección se muestran en el cuadro 3.3.

Si se toma en cuenta la clasificación del crudo de

acuerdo con su densidad, de los 7,010.3 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente de reserva pro-

bada, corresponden al aceite crudo 5,332.9 millones,

a su vez el volumen de aceite crudo esta fraccionado

en pesado, ligero y superligero, siendo las proporcio-

nes porcentuales de 67.8, 23.4 y 8.8, respectivamen-

te. La Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS01 contiene el mayor volumen probado

de aceite pesado con 83.7 por ciento, mientras que la

Subdirección de Producción Bloques Sur tiene 30.1

por ciento del aceite ligero y la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Aguas Someras AS02 tiene el 35.9

por ciento del aceite superligero. La Subdirección de

Producción Bloques Norte y la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Sur comparten la misma proporción

de aceite superligero de 32 porciento.

Refiriéndonos a las reservas probadas de gas, el gas

asociado representa 59.9 por ciento del total mien-

tras que el gas no asociado representa 40.1 por cien-

to. La Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS01 posee el mayor volumen de reservas

probadas de gas asociado con 34.1 por ciento, mien-

tras que la mayor concentración de reservas de gas

no asociado se encuentra en las subdirecciones de

producción Bloques Norte y Bloques Sur con 75.6

por ciento y 14.3 por ciento, respectivamente.

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

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total

mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 4,496.4 1,975.3 669.8 7,983.9 2,111.4 1,479.6 489.3 4,080.3

Marina Noreste 3,908.0 65.9 0.0 2,378.3 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 66.6 794.2 357.7 1,327.1 1,556.2 518.7 0.0 2,074.9

Norte 418.5 304.9 12.8 1,097.5 77.7 926.4 428.8 1,432.9

Sur 103.3 810.4 299.4 3,180.9 477.4 34.6 60.5 572.5

2017 Total 4,505.5 1,563.8 468.0 7,013.4 1,268.4 1,220.0 381.1 2,869.5

Marina Noreste 3,929.9 57.5 0.0 2,473.5 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 62.2 560.9 245.6 932.5 736.9 361.7 0.0 1,098.5

Norte 417.1 366.5 4.6 1,404.2 68.1 833.9 337.6 1,239.6

Sur 96.2 578.9 217.8 2,203.2 463.4 24.5 43.5 531.4

2018 Total 4,078.3 1,216.3 511.9 6,377.3 1,494.4 1,074.2 383.8 2,952.4

Bloques Aguas Someras AS01 3,511.1 46.3 0.0 2,240.2 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 69.1 487.0 291.8 1,220.3 535.0 361.7 0.0 896.7

Bloques Norte 416.7 283.9 39.7 1,255.0 463.0 689.2 351.7 1,503.8

Bloques Sur 81.5 399.1 180.3 1,661.7 496.4 23.3 32.1 551.9

2019 Total 3,615.1 1,247.8 470.0 5,302.5 2,050.6 1,128.1 375.4 3,554.1

Bloques Aguas Someras AS01 3,024.1 229.3 0.0 1,807.7 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 100.0 361.6 168.6 788.0 356.6 0.0 0.0 356.6

Bloques Norte 408.1 280.7 149.8 1,282.3 1,228.8 1,114.2 345.1 2,688.1

Bloques Sur 82.9 376.2 151.6 1,424.6 465.2 13.9 30.4 509.4

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

31

Las reservas probadas de aceite crudo, clasificadas

de acuerdo con su densidad como aceite pesado,

ligero y superligero, así como las reservas de gas

natural clasificadas como gas asociado y no asocia-

do, son mostradas en el cuadro 3.4.

La producción del periodo 2018 corresponde a un

volumen extraído de 915.4 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente. En conjunto, entre las

actividades de revisiones, desarrollos, adiciones, pro-

ducción y las migraciones de campos se registra una

baja de las reservas probadas por un volumen de

684.4 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente. En la figura 3.6 se presenta la evolución de las

reservas probadas de petróleo crudo equivalente en

los últimos tres años, así como su comportamiento y

los elementos de cambio que propiciaron la diferen-

cia entre el 1 de enero de 2019 y el año anterior.

Las reservas remanentes probadas se clasifican en

reservas probadas desarrolladas y en reservas pro-

badas no desarrolladas. Las primeras aportan el 60.4

por ciento y las no desarrolladas contribuyen con el

39.6 por ciento del total, figura 3.7.

3.3.1.1 Reservas probadas desarrolladas

El volumen de las reservas probadas desarrolladas al

1 de enero de 2019 es de 4,236.9 millones de barri-

les de petróleo crudo equivalente. El mayor volumen

se encuentra en la Subdirección de Producción Blo-

ques Aguas Someras AS01 con 62.3 por ciento del

total, siendo la de mayor importancia, seguida por la

Subdirección de Producción Bloques Sur con 16.4

por ciento y finalmente, la Subdirección de Produc-

ción Bloques Norte y la Subdirección de Producción

Bloques Aguas Someras AS02, con 11.7 y 9.6 por

ciento, respectivamente. El cuadro 3.5 muestra la

distribución histórica de estas reservas. Figura 3.7 Clasificación de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente.

Figura 3.6 Evolución de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente.

mmbpce

mmbpce

Estimación al 1 de enero de 2019

32

En esta categoría, los volúmenes de aceite y gas

natural se estimaron respectivamente en 3,269.2 mi-

llones de barriles y 5,038.9 miles de millones de pies

cúbicos respectivamente. La Subdirección de Pro-

ducción Bloques Aguas Someras AS01 documenta el

mayor volumen de aceite crudo con el 71.5 por cien-

to, es decir 2,338.5 millones de barriles y también de

gas natural con 1,611.5 miles de millones de pies

cúbicos que equivalen al 32.0 por ciento. Asimismo,

la reserva de gas entregado en planta alcanzó

4,075.6 miles de millones de pies cúbicos, en tanto

que la reserva de gas seco sumó 3,377.7miles de

millones de pies cúbicos.

Continuando con la reserva probada desarrollada de

aceite crudo, por su densidad, el pesado participa

con 73.7 por ciento del total, el ligero con 20.1 por

ciento y el superligero con 6.2 por ciento. El 90.9 por

ciento de la reserva probada desarrollada de aceite

pesado corresponde a la Subdirección de Producción

Bloques Aguas Someras AS01, el aceite ligero lo

lidera la Subdirección de Producción Bloques Sur

con 34.5 por ciento y el superligero también se con-

centra en mayor proporción en la Subdirección de

Producción Bloques Sur con 56.0 por ciento. La clasi-

ficación de la reserva probada desarrollada de aceite

es mostrada en el cuadro 3.6. Con respecto al gas, la

reserva probada desarrollada está constituida por

67.5 por ciento de gas asociado y 32.5 por ciento de

gas no asociado. La Subdirección de Producción Blo-

ques Aguas Someras AS01 y la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Sur son las subdirecciones donde

Cuadro 3.5 Distribución histórica de las reservas probadas desarrolladas.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos

de planta Gas seco

equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco

mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 5,094.3 86.4 543.7 1,155.9 6,880.3 8,665.9 7,352.6 6,011.7

Marina Noreste 3,284.6 37.9 130.5 271.3 3,724.3 2,142.4 1,738.6 1,410.8

Marina Suroeste 759.4 13.6 146.6 272.1 1,191.8 2,326.7 1,790.4 1,415.4

Norte 236.3 7.1 30.1 215.6 489.1 1,350.4 1,179.8 1,121.5

Sur 813.9 27.8 236.5 396.9 1,475.1 2,846.4 2,643.7 2,064.1

2017 Total 4,405.4 68.1 412.2 867.8 5,753.4 6,555.4 5,488.4 4,513.4

Marina Noreste 3,071.2 33.0 143.2 255.0 3,502.4 2,018.6 1,639.4 1,326.5

Marina Suroeste 459.4 14.4 77.6 128.1 679.5 1,194.4 860.0 666.4

Norte 263.5 9.5 23.6 196.2 492.8 1,268.0 1,065.4 1,020.5

Sur 611.3 11.2 167.8 288.4 1,078.7 2,074.4 1,923.7 1,500.0

2018 Total 3,752.4 44.8 369.0 774.1 4,940.3 5,853.8 4,906.3 4,026.1

Bloques Aguas Someras AS01 2,630.2 16.6 131.2 207.8 2,985.8 1,793.4 1,409.2 1,080.9

Bloques Aguas Someras AS02 419.5 13.6 88.7 139.3 661.2 1,152.6 940.1 724.7

Bloques Norte 258.0 9.7 25.5 206.9 500.2 1,392.6 1,123.1 1,076.3

Bloques Sur 444.6 4.9 123.5 220.0 793.1 1,515.2 1,433.9 1,144.2

2019 Total 3,269.2 43.7 274.6 649.4 4,236.9 5,038.9 4,075.6 3,377.7

Bloques Aguas Someras AS01 2,338.5 11.2 111.6 176.7 2,638.1 1,611.5 1,210.5 918.9

Bloques Aguas Someras AS02 259.6 17.6 48.2 81.0 406.4 671.1 547.5 421.3

Bloques Norte 269.7 7.1 15.9 203.0 495.8 1,444.0 1,086.5 1,056.0

Bloques Sur 401.4 7.7 98.9 188.7 696.7 1,312.3 1,231.0 981.5

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

33

se localizan los mayores volúmenes de reserva pro-

bada desarrollada de gas asociado con 47.4 y 27.8

por ciento, respectivamente. Mientras que los mayo-

res volúmenes de reservas probadas desarrolladas

de gas no asociado se localizan en la Subdirección

de Producción Bloques Norte, Subdirección de Pro-

ducción Bloques Sur y Subdirección de Producción

Bloques Aguas Someras AS02, con 58.7, 22.5 y 18.8

por ciento, respectivamente. En el cuadro 3.6 tam-

bién se muestra la clasificación de la reserva proba-

da desarrollada de gas natural.

3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas

Las reservas probadas no desarrolladas al 1 de

enero de 2019 están estimadas en 2,773.4 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. La Subdi-

rección de Producción Bloques Norte y la Subdirec-

ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01,

contribuyen con 36.4 y 34.3 por ciento respectiva-

mente. Mientras que la Subdirección de Producción

Bloques Aguas Someras AS02 participa con 16.6 por

ciento, la Subdirección de Producción Bloques Sur lo

hace con 12.7 por ciento. El cuadro 3.7 muestra lo

anterior mencionado.

Las reservas probadas no desarrolladas de aceite

crudo al 1 de enero de 2019 se estimaron en

2,063.7 millones de barriles. La Subdirección de

Producción Bloques Aguas Someras AS01 y la Sub-

dirección de Producción Bloques Norte aportan res-

pectivamente 44.3 y 27.6 por ciento, con porcentajes

Cuadro 3.6 Clasificación de las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total

mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 3,434.5 1,218.1 441.6 5,732.9 1,966.9 534.0 432.0 2,932.9

Marina Noreste 3,218.7 65.9 0.0 2,142.4 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 5.7 502.9 250.8 835.8 1,490.9 0.0 0.0 1,490.9

Norte 136.1 96.0 4.2 406.0 73.4 499.5 371.5 944.3

Sur 74.1 553.3 186.6 2,348.7 402.6 34.6 60.5 497.7

2017 Total 3,248.1 890.1 267.2 4,533.0 1,163.3 507.4 351.7 2,022.4

Marina Noreste 3,013.7 57.5 0.0 2,018.6 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 7.4 342.3 109.7 507.6 686.8 0.0 0.0 686.8

Norte 157.1 105.9 0.5 428.2 48.1 483.4 308.2 839.7

Sur 70.0 384.5 156.9 1,578.5 428.4 24.0 43.5 495.9

2018 Total 2,811.3 724.9 216.2 4,066.7 945.8 499.0 342.2 1,787.1

Bloques Aguas Someras AS01 2,583.9 46.3 0.0 1,793.4 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 10.2 329.0 80.4 686.3 466.3 0.0 0.0 466.3

Bloques Norte 155.2 93.2 9.7 446.9 159.9 475.7 310.1 945.7

Bloques Sur 62.1 256.4 126.2 1,140.1 319.6 23.3 32.1 375.1

2019 Total 2,410.7 656.5 201.9 3,401.0 805.3 512.6 320.0 1,637.9

Bloques Aguas Someras AS01 2,191.1 147.4 0.0 1,611.5 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 20.0 166.3 73.3 363.1 308.0 0.0 0.0 308.0

Bloques Norte 137.8 116.4 15.5 481.9 173.7 498.7 289.6 962.0

Bloques Sur 61.8 226.5 113.0 944.4 323.6 13.9 30.4 367.9

Estimación al 1 de enero de 2019

34

menores están la Subdirección de Producción Blo-

ques Aguas Someras AS02 y la Subdirección de

Producción Bloques Sur con 18.0 y 10.1 por ciento

respectivamente. Con respecto al gas natural se

estimaron 3,817.7 miles de millones de pies cúbicos

de reservas probadas no desarrolladas al 1 de enero

de 2019. La mayor contribución es de la Subdirec-

ción de Producción Bloques Norte y de la Subdirec-

ción de Producción Bloques Sur con 66.2 y 16.3 por

ciento, respectivamente. En ese mismo referente, la

Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-

ras AS02 y la Subdirección de Producción Bloques

Aguas Someras AS01 contribuyen con 12.4 y de 5.1

por ciento, respectivamente, tal como se muestra en

el cuadro 3.7. Los volúmenes de las reservas proba-

das no desarrolladas de gas entregado en planta y

gas seco son de 3,280.6 y 2,990.0 miles de millones

de pies cúbicos, respectivamente. La distribución a

nivel subdirección es similar a la que se tienen en

los volúmenes de gas natural de esta misma catego-

ría de reservas.

De acuerdo con su densidad y a su valor comercial,

al 1 de enero de 2019, las reservas probadas no

desarrolladas de aceite pesado se estiman en

1,204.4 millones de barriles, siendo mayor la contri-

bución de la Subdirección de Producción Bloques

Aguas Someras AS01 pues participa con 69.2 por

ciento del total. Las reservas probadas no desarrolla-

das de aceite ligero son de 591.2 millones de barri-

les, de las que el 33.0 por ciento se encuentra en la

Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-

Cuadro 3.7 Distribución histórica de las reservas probadas no desarrolladas.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos

de planta Gas seco

equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco

mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 2,047.3 30.5 174.4 499.5 2,751.7 3,398.3 3,011.4 2,598.1

Marina Noreste 689.3 4.0 15.0 31.2 739.5 235.9 199.8 162.1

Marina Suroeste 459.0 10.7 33.6 151.5 654.7 1,075.3 873.7 787.8

Norte 499.8 6.6 47.3 188.7 742.4 1,180.1 1,076.2 981.5

Sur 399.2 9.2 78.5 128.2 615.1 907.0 861.8 666.7

2017 Total 2,131.9 24.4 177.0 475.1 2,808.4 3,327.5 2,878.8 2,470.8

Marina Noreste 916.2 6.6 32.3 57.5 1,012.6 454.9 369.4 298.9

Marina Suroeste 409.3 6.7 28.9 109.9 554.8 836.6 643.7 571.6

Norte 524.7 6.4 61.0 214.9 807.0 1,375.8 1,241.8 1,117.5

Sur 281.7 4.6 54.8 92.8 434.0 660.2 623.9 482.8

2018 Total 2,054.1 22.0 184.7 493.6 2,754.4 3,475.9 2,997.1 2,567.2

Bloques Aguas Someras AS01 927.3 6.4 34.1 54.1 1,021.9 446.8 366.7 281.3

Bloques Aguas Someras AS02 428.3 7.8 41.6 127.5 605.1 964.4 763.9 662.9

Bloques Norte 482.3 4.8 50.2 208.7 746.0 1,366.2 1,186.5 1,085.3

Bloques Sur 216.3 2.9 58.8 103.4 381.5 698.4 680.1 537.8

2019 Total 2,063.7 18.7 116.1 574.9 2,773.4 3,817.7 3,280.6 2,990.0

Bloques Aguas Someras AS01 914.8 2.0 13.5 21.4 951.8 196.3 147.0 111.6

Bloques Aguas Someras AS02 370.6 8.5 30.5 51.3 460.9 473.4 346.5 266.6

Bloques Norte 568.9 5.5 23.3 411.7 1,009.4 2,526.3 2,192.4 2,141.3

Bloques Sur 209.3 2.7 48.7 90.5 351.2 621.7 594.8 470.5

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

35

ras AS02, seguida por la Subdirección de Produc-

ción Bloques Norte con 27.8 por ciento. La Subdirec-

ción de Producción Bloques Sur participa con 25.3

por ciento de aceite ligero.

Para el aceite superligero, se cuenta con una reser-

va probada no desarrollada de 268.1 millones de

barriles, de los cuales la Subdirección de Produc-

ción Bloques Norte aporta el 50.1 por ciento del

total y la Subdirección de Producción Bloques

Aguas Someras AS02 lo hace con 35.5 por ciento.

Por último, la Subdirección de Producción Bloques

Sur participa con el 14.4 por ciento restante. La cla-

sificación de las reservas probadas no desarrolla-

das de aceite crudo y gas natural se muestra en el

cuadro 3.8.

Al 1 de enero de 2019, las reservas probadas no

desarrolladas de gas asociado ascienden a 1,901.5

miles de millones de pies cúbicos, lo que representa

49.8 por ciento del total, y las reservas probadas no

desarrolladas de gas no asociado equivale a 1,916.2

miles de millones de pies cúbicos, es decir 50.2 por

ciento del total.

La Subdirección de Producción Bloques Norte integra

el mayor volumen de la reserva probada no desarro-

llada de gas asociado con 42.1 por ciento. Por otro

lado, la Subdirección de Producción Bloques Norte,

aporta el 90.1 por ciento del total de la reserva no

desarrollada de gas no asociado. En una proporción

menor, la Subdirección de Producción Bloques Sur

contribuye con el 7.4 por ciento.

Cuadro 3.8 Clasificación de las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total

mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 1,061.9 757.2 228.2 2,250.9 144.5 945.6 57.3 1,147.4

Marina Noreste 689.3 0.0 0.0 235.9 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 61.0 291.2 106.8 491.3 65.4 518.7 0.0 584.0

Norte 282.4 208.9 8.6 691.5 4.4 426.9 57.3 488.6

Sur 29.2 257.1 112.8 832.2 74.8 0.0 0.0 74.8

2017 Total 1,257.3 673.8 200.8 2,480.5 105.1 712.6 29.3 847.1

Marina Noreste 916.2 0.0 0.0 454.9 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 54.8 218.7 135.8 424.8 50.1 361.7 0.0 411.8

Norte 260.0 260.6 4.1 976.0 20.0 350.5 29.3 399.8

Sur 26.3 194.5 60.9 624.7 35.0 0.4 0.0 35.5

2018 Total 1,267.1 491.4 295.7 2,310.6 548.5 575.2 41.6 1,165.3

Bloques Aguas Someras AS01 927.3 0.0 0.0 446.8 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 58.9 158.0 211.4 534.1 68.7 361.7 0.0 430.4

Bloques Norte 261.5 190.7 30.1 808.1 303.0 213.5 41.6 558.1

Bloques Sur 19.4 142.8 54.2 521.6 176.8 0.0 0.0 176.8

2019 Total 1,204.4 591.2 268.1 1,901.5 1,245.3 615.5 55.4 1,916.2

Bloques Aguas Someras AS01 832.9 81.9 0.0 196.3 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 80.1 195.3 95.3 424.8 48.6 0.0 0.0 48.6

Bloques Norte 270.3 164.4 134.3 800.3 1,055.1 615.5 55.4 1,726.0

Bloques Sur 21.1 149.7 38.6 480.1 141.6 0.0 0.0 141.6

Estimación al 1 de enero de 2019

36

3.3.2. Reservas probables

Las reservas probables al 1 de enero de 2019 ascien-

den a 6,605.6 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, cuya distribución regional es mayor en la

Subdirección de Producción Bloques Norte con 46.8

por ciento, seguida de la Subdirección de Producción

Bloques Aguas Someras AS01 con el 36.5 por ciento,

la Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-

ras AS02 con 12.7 por ciento y en menor proporción

la Subdirección de Producción Bloques Sur con 4.0

por ciento. Las reservas probables de petróleo crudo

equivalente están conformadas por 73.1 por ciento de

aceite crudo, 21.6 por ciento al gas seco equivalente

a líquido, los líquidos de planta con 4.9 por ciento y

finalmente el condensado con el 0.3 por ciento. La

evolución de las reservas probables de petróleo cru-

do equivalente y su comportamiento histórico en los

últimos tres años se muestran en la figura 3.8.

Las reservas probables de aceite crudo y gas natural

al 1 de enero de 2019 son 4,831.6 millones de barri-

les y 9,704.7 miles de millones de pies cúbicos. La

Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras

AS01 y la Subdirección de Producción Bloques Norte

contienen 44.9 por ciento y 38.0 por ciento de la re-

serva probable de aceite y una cantidad de 13.7 por

ciento se ubica en la Subdirección de Producción

Bloques Aguas Someras AS02 y el 3.4 por ciento en

la Subdirección de Producción Bloques Sur. Para el

caso de la reserva remanente probable de gas natu-

ral, la mayor concentración se encuentra en la Subdi-

rección de Producción Bloques Norte con 72.0 por

ciento del total, mientras que la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Aguas Someras AS01 integra 13.5

por ciento y la Subdirección de Producción Bloques

Aguas Someras AS02 junto con la Subdirección de

Producción Bloques Sur el 14,5 por ciento de las re-

servas restantes. La evolución de las reservas proba-

bles distribuidas por subdirección y tipo de fluido se

muestra en el cuadro 3.9.

Al 1 de enero de 2019, las reservas probables de

aceite están constituidas por 63.0 por ciento de acei-

te pesado, 27.7 por ciento de aceite ligero y 9.3 por

ciento de aceite superligero. El 61.4 por ciento del

aceite pesado se encuentra en la Subdirección de

Producción Bloques Aguas Someras AS01, 27.9 por

ciento en la Subdirección de Producción Bloques

Norte y 9.5 por ciento en la Subdirección de Produc-

ción Bloques Aguas Someras AS02, el 1.2 por ciento

restante está en la Subdirección de Producción Blo-

ques Sur. La reserva probable de aceite ligero se

encuentra en su mayor cantidad en la Subdirección

Figura 3.8 Evolución de las reservas probables de petróleo crudo equivalente.

mmbpce

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

37

de Producción Bloques Norte con 51.9 por ciento,

mientras que la Subdirección de Producción Bloques

Aguas Someras AS01 contiene 22.6 por ciento, en

tanto que la Subdirección de Producción Bloques

Aguas Someras AS02 contiene 19.9 por ciento y jun-

to con la Subdirección de Producción Bloques Sur

con su 5.6 por ciento, totalizan esta clasificación. Pa-

ra las reservas probables de aceite superligero el

65.3 por ciento se ubican en la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Norte, seguida de la Subdirección

de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con el

23.3 por ciento. La Subdirección de Producción Blo-

ques Sur se concentra el 11.5 por ciento restante.

Al 1 de enero de 2019, las reservas probables de gas

asociado representan 63.1 por ciento del total y las

reservas de gas no asociado 36.9 por ciento. En la

Subdirección de Producción Bloques Norte se en-

cuentra 64.8 por ciento de las reservas probables de

gas asociado. Las reservas probables de gas no aso-

ciado también se ubican en mayor proporción en ya-

cimientos de la Subdirección de Producción Bloques

Norte con 84.3 por ciento, siendo la Subdirección de

Producción Bloques Norte, la que tiene mayor por-

centaje de participación de gas húmedo, y de gas y

condensado. La clasificación de las reservas proba-

bles de aceite y gas se muestra en el cuadro 3.10.

El volumen estimado de las reservas probables de

gas entregado en planta es de 8,208.6 miles de millo-

nes de pies cúbicos, el 74.3 por ciento pertenece a la

Subdirección de Producción Bloques Norte, el 12.1

Cuadro 3.9 Distribución histórica de las reservas probables.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos

de planta Gas seco

equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco

mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 4,801.3 31.7 449.6 1,169.6 6,452.2 8,046.2 7,067.7 6,083.0

Marina Noreste 1,999.9 12.0 38.7 80.5 2,131.2 668.3 515.8 418.5

Marina Suroeste 708.2 11.0 48.8 160.6 928.6 1,213.8 960.3 835.5

Norte 1,842.8 5.6 323.8 864.2 3,036.4 5,692.6 5,165.0 4,494.8

Sur 250.4 3.0 38.2 64.2 355.9 471.5 426.6 334.2

2017 Total 4,980.6 44.8 432.3 1,108.8 6,566.6 7,849.8 6,697.4 5,766.0

Marina Noreste 2,452.7 20.6 100.4 178.8 2,752.5 1,403.1 1,149.5 930.1

Marina Suroeste 759.5 9.5 51.0 181.5 1,001.5 1,432.9 1,062.9 944.0

Norte 1,623.5 13.4 254.0 701.7 2,592.6 4,678.3 4,173.4 3,648.5

Sur 144.9 1.4 26.9 46.8 219.9 335.5 311.6 243.4

2018 Total 4,852.9 31.1 448.5 1,196.5 6,529.1 8,414.6 7,216.1 6,223.1

Bloques Aguas Someras AS01 2,216.1 5.9 93.0 147.3 2,462.3 1,299.7 999.0 766.2

Bloques Aguas Someras AS02 821.8 11.6 66.8 203.5 1,103.8 1,520.2 1,212.3 1,058.6

Bloques Norte 1,669.0 12.5 253.5 782.3 2,717.2 5,152.3 4,591.2 4,068.5

Bloques Sur 146.0 1.2 35.1 63.4 245.7 442.4 413.6 329.7

2019 Total 4,831.6 22.2 322.4 1,429.5 6,605.6 9,704.7 8,208.6 7,434.5

Bloques Aguas Someras AS01 2,171.7 3.9 91.8 145.4 2,412.9 1,306.0 996.0 756.1

Bloques Aguas Someras AS02 660.5 6.9 64.0 104.5 835.8 952.2 693.3 543.4

Bloques Norte 1,835.3 10.1 132.4 1,114.9 3,092.7 6,989.4 6,097.6 5,798.3

Bloques Sur 164.1 1.3 34.1 64.7 264.2 457.1 421.7 336.7

Estimación al 1 de enero de 2019

38

por ciento está en la Subdirección de Producción Blo-

ques Aguas Someras AS01, el 8.4 por ciento en la

Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras

AS02 y el 5.1 por ciento en la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Sur. La distribución a nivel regional

para los 7,434.5 miles de millones de pies cúbicos de

reservas probables de gas seco corresponde al mis-

mo orden de contribución que el mostrado para las

reservas de gas entregado en planta.

3.3.3. Reservas posibles

Al 1 de enero de 2019, las reservas posibles se esti-

maron en 6,836.7 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. La Subdirección de Producción

Bloques Norte contiene el 52.2 por ciento del total del

sistema de estas reservas, seguida por la Subdirec-

ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01

que posee 27.8 por ciento, la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Aguas Someras AS02 aporta 14.9

por ciento y por último la Subdirección de Producción

Bloques Sur con 5.1 por ciento restante. Las reser-

vas posibles de petróleo crudo equivalente están

compuestas por 75.0 por ciento de aceite crudo, 19.0

por ciento de gas seco equivalente a líquido, 5.5 por

ciento de líquidos de planta y 0.5 por ciento de con-

densado. Su distribución regional y por tipo de fluido

se muestra en el cuadro 3.11.

Las reservas remanentes posibles de aceite crudo y

gas natural para la evaluación del 1 de enero de

2019 se estimaron en los conceptos de aceite crudo

Cuadro 3.10 Clasificación de las reservas probables de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total

mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 2,960.8 1,581.0 259.5 6,780.4 246.7 926.8 92.3 1,265.8

Marina Noreste 1,968.9 31.0 0.0 668.3 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 192.3 458.0 57.9 670.6 135.5 407.7 0.0 543.2

Norte 760.2 944.4 138.1 5,101.8 25.7 483.3 81.8 590.8

Sur 39.4 147.6 63.4 339.8 85.5 35.7 10.5 131.8

2017 Total 3,379.4 1,383.5 217.8 6,393.3 281.4 1,087.7 87.4 1,456.5

Marina Noreste 2,442.3 10.5 0.0 1,403.1 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 204.7 459.6 95.2 705.8 81.1 646.0 0.0 727.1

Norte 698.3 847.5 77.7 4,065.5 113.3 422.1 77.5 612.8

Sur 34.1 65.8 44.9 218.9 87.0 19.6 9.9 116.6

2018 Total 3,345.1 1,197.1 310.8 6,316.4 823.8 1,177.1 97.3 2,098.2

Bloques Aguas Someras AS01 2,205.6 10.5 0.0 1,299.7 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 252.0 419.4 150.4 792.6 81.6 646.0 0.0 727.6

Bloques Norte 853.7 709.0 106.3 4,059.5 495.0 511.0 86.8 1,092.8

Bloques Sur 33.7 58.3 54.1 164.5 247.3 20.1 10.5 277.9

2019 Total 3,045.8 1,338.3 447.6 6,128.0 2,323.9 1,146.8 106.1 3,576.7

Bloques Aguas Someras AS01 1,869.0 302.7 0.0 1,306.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 290.4 266.1 104.1 663.9 218.4 69.9 0.0 288.3

Bloques Norte 849.0 694.2 292.1 3,972.6 1,863.9 1,057.2 95.7 3,016.8

Bloques Sur 37.4 75.4 51.4 185.5 241.5 19.7 10.4 271.6

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

39

y gas natural de la siguiente forma: 5,127.9 millones

de barriles y 9,093.9 miles de millones de pies cúbi-

cos respectivamente. La Subdirección de Producción

Bloques Norte y la Subdirección de Producción Blo-

ques Aguas Someras AS01 son las que contienen

mayor porcentaje de aceite crudo con 44.9 y 34.7 por

ciento respectivamente, y el 20.4 restante entre la

Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras

AS02 y la Subdirección de Producción Bloques Sur.

En términos de gas natural la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Norte es la de mayor proporción con

74.8 por ciento. Asimismo, para las reservas posibles

de gas entregado en planta de 7,675.3 miles de mi-

llones de pies cúbicos, la Subdirección de Produc-

ción Bloques Norte contiene el volumen más alto al

contabilizar 76.5 por ciento. Lo mismo ocurre para las

reservas posibles de gas seco de 6,763.6 miles de

millones de pies cúbicos, la Subdirección de Produc-

ción Bloques Norte integra 79.2 por ciento, como se

observa en el cuadro 3.11.

En función de su densidad las reservas posibles de

aceite crudo al 1 de enero de 2019 contribuyen con

54.4 por ciento de aceite pesado, 27.3 por ciento de

aceite ligero, y 18.3 por ciento de aceite superligero,

cuadro 3.12. Las mayores reservas posibles de acei-

te pesado se encuentran distribuidas en la Subdirec-

ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01 y

la Subdirección de Producción Bloques Norte con

62.4 y 24.2 por ciento, respectivamente. El aceite

ligero en mayor parte se encuentra en la Subdirec-

ción de Producción Bloques Norte con 68.2 por cien-

Cuadro 3.11 Distribución histórica de las reservas posibles.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos

de planta Gas seco

equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco

mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 4,425.7 30.7 503.2 1,179.1 6,138.9 8,197.8 7,264.7 6,132.5

Marina Noreste 1,433.3 9.5 34.1 70.8 1,547.6 571.7 453.8 368.2

Marina Suroeste 894.2 14.8 98.3 182.4 1,189.7 1,554.9 1,200.0 948.7

Norte 1,729.5 4.4 293.5 798.3 2,825.7 5,191.9 4,759.2 4,151.9

Sur 368.8 2.0 77.4 127.6 575.8 879.3 851.8 663.7

2017 Total 5,363.7 34.7 452.1 1,169.6 7,020.1 8,047.1 7,062.4 6,083.3

Marina Noreste 1,764.5 8.2 38.6 68.8 1,880.0 542.8 442.1 357.7

Marina Suroeste 872.0 20.1 79.5 127.4 1,099.1 1,216.8 842.4 662.8

Norte 2,463.0 5.2 284.0 889.0 3,641.2 5,698.2 5,210.9 4,623.9

Sur 264.3 1.2 49.9 84.4 399.8 589.3 567.0 438.8

2018 Total 5,078.6 21.0 492.7 1,272.8 6,865.1 8,705.3 7,673.5 6,619.8

Bloques Aguas Someras AS01 1,760.7 3.6 37.2 59.0 1,860.6 514.1 399.9 306.7

Bloques Aguas Someras AS02 814.2 9.0 78.9 123.0 1,025.2 1,066.2 811.7 639.6

Bloques Norte 2,272.6 7.0 316.5 984.2 3,580.4 6,403.4 5,761.2 5,118.9

Bloques Sur 231.0 1.3 60.0 106.6 399.0 721.5 700.7 554.5

2019 Total 5,127.9 32.1 376.2 1,300.5 6,836.7 9,093.9 7,675.3 6,763.6

Bloques Aguas Someras AS01 1,781.7 3.2 44.7 70.7 1,900.3 642.0 484.6 367.9

Bloques Aguas Someras AS02 848.8 7.3 62.7 102.2 1,021.0 971.3 677.5 531.5

Bloques Norte 2,301.4 19.6 216.5 1,029.6 3,567.2 6,805.9 5,869.4 5,355.1

Bloques Sur 196.0 1.9 52.4 97.9 348.2 674.7 643.7 509.1

Estimación al 1 de enero de 2019

40

to del total y para el aceite superligero los volúmenes

están distribuidos en la Subdirección de Producción

Bloques Norte con 71.7 por ciento, en la Subdirec-

ción de Producción Bloques Aguas Someras AS02

con 19.3 por ciento y la Subdirección de Producción

Bloques Sur con 9.0 por ciento.

Cuadro 3.12 Clasificación de las reservas posibles de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total

mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

2016 Total 2,424.6 1,249.4 751.8 6,481.2 1,208.4 405.8 102.4 1,716.6

Marina Noreste 1,423.0 10.3 0.0 571.7 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 221.2 403.2 269.8 737.7 817.2 0.0 0.0 817.2

Norte 698.0 771.4 260.1 4,665.9 33.3 405.8 86.9 526.0

Sur 82.4 64.5 221.9 505.8 357.9 0.0 15.6 373.5

2017 Total 3,088.6 1,344.1 931.1 6,986.1 417.8 497.0 146.1 1,061.0

Marina Noreste 1,756.4 8.1 0.0 542.8 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 231.3 393.9 246.8 882.2 173.0 161.6 0.0 334.6

Norte 1,019.5 878.1 565.3 5,190.6 26.1 335.4 146.1 507.6

Sur 81.3 64.0 119.0 370.6 218.7 0.0 0.0 218.7

2018 Total 2,718.4 1,551.4 808.8 6,654.3 1,367.8 547.2 136.0 2,051.0

Bloques Aguas Someras AS01 1,752.7 8.1 0.0 514.1 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 204.8 466.9 142.5 734.8 169.9 161.6 0.0 331.5

Bloques Norte 692.1 1,023.7 556.8 5,216.1 665.7 385.6 136.0 1,187.3

Bloques Sur 68.8 52.7 109.5 189.3 532.2 0.0 0.0 532.2

2019 Total 2,789.9 1,397.5 940.6 6,483.7 1,974.4 499.2 136.5 2,610.2

Bloques Aguas Someras AS01 1,739.9 41.8 0.0 642.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 308.3 358.7 181.8 645.4 164.3 161.6 0.0 325.9

Bloques Norte 674.5 952.7 674.3 5,050.4 1,281.3 337.6 136.5 1,755.5

Bloques Sur 67.2 44.2 84.6 145.8 528.8 0.0 0.0 528.8

Figura 3.9 Evolución de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente.

mmbpce

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

41

Con respecto a las reservas posibles de gas asocia-

do, estas representan el 71.3 por ciento del total y las

reservas posibles de gas no asociado el otro 28.7 por

ciento, cuadro 3.12. El 77.9 por ciento de las reser-

vas posibles de gas asociado se encuentran en la

Subdirección de Producción Bloques Norte, al igual

que las reservas de gas no asociado, con 67.3 por

ciento. El 12.5 por ciento de las reservas posibles de

gas no asociado se ubican en la Subdirección de

Producción Bloques Aguas Someras AS02. La Sub-

dirección de Producción Bloques Sur aporta el 20.3

por ciento de gas no asociado.

La evolución histórica de las reservas posibles de

petróleo crudo equivalente durante los tres últimos

años y los rubros que generan su variación se pre-

sentan en la figura 3.9. Se registra un decremento

marginal en el valor de las reservas posibles al 1 de

enero de 2019, con respecto al año anterior. Se

entiende este decremento por la combinación de

variables técnicas y económicas, así como de las

revisiones y del resultado de las actividades de

desarrollo de campos que representan un decre-

mento de 28.4 millones de barriles de petróleo cru-

do equivalente.

43

4 4 Descubrimientos

Los resultados de la actividad exploratoria cumplie-

ron de manera sobresaliente con los objetivos que la

empresa ha planteado dentro del marco estratégico

nacional. Durante 2018, la exploración reflejó resulta-

dos tangibles para Petróleos Mexicanos logrando la

incorporación de reservas totales o 3P de 1,169.6

millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de

los cuales 584.5 millones de barriles corresponden a

aceite y 3,058.5 miles de millones de pies cúbicos a

gas. Esta incorporación se concentró en la porción

terrestre, así como en aguas someras y profundas

del Golfo de México.

La estimación y clasificación de los volúmenes y re-

servas originales de hidrocarburos totales descubier-

tos están fundamentados en los lineamientos del

Petroleum Resources Management System (PRMS),

publicado de manera conjunta por la Society of Pe-

troleum Engineers (SPE), el World Petroleum Coun-

cil (WPC), la American Association of Petroleum

Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evalua-

tion Engineers (SPEE), la Society of Exploration

Geophysicists (SEG), la Society of Petrophysicists

and Well Log Analysts (SPWLA) y la European As-

sociation of Geoscientists and Engineers (EAGE). En

particular, para la categoría de reservas probadas se

aplican adicionalmente los criterios de la Securities

and Exchange Commission (SEC) de Estados Uni-

dos de América.

En la porción terrestre destaca la incorporación de

reservas por la delimitación del campo Ixachi, el cual

es productor de gas y condensado en rocas del Cre-

tácico, y el descubrimiento del campo Cibix que fue

productor de aceite volátil y gas seco en rocas del

Terciario. Mientras que, en aguas someras, los des-

cubrimientos con mayores volúmenes fueron los

campos Mulach, el cual contiene aceite negro en are-

nas del Mioceno y el campo Manik NW, que resultó

productor también de aceite negro, pero en rocas del

Jurásico Superior Kimmeridgiano, este último incor-

poró reserva posible en el Cretácico Superior. Final-

mente, en aguas profundas del Norte del Golfo de

México se delimitó con éxito el campo Doctus, el cual

contiene aceite volátil en yacimientos de edad Eo-

ceno Inferior Wilcox.

Del total de la incorporación de reservas 3P por des-

cubrimientos y/o por delimitación en el año 2018, la

mayor cantidad de éxitos se llevaron a cabo en las

Cuencas del Sureste, sin embargo, en la porción

terrestre de la Subdirección de Producción Bloques

Norte, en la Cuenca de Veracruz, se tuvo el principal

éxito volumétrico con el pozo delimitador Ixachi-1DL,

el cual incorporó el 79.3 por ciento del total de reser-

vas de petróleo crudo equivalente de Pemex en

2018. En aguas someras de la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Aguas Someras AS02, se descu-

brieron tres campos con la perforación de los pozos

Mulach-1, Cahua-1, y Manik-101A. La incorporación

de reservas en 3P de los tres pozos perforados en

aguas someras fue del 16.7 por ciento del total Pe-

mex. La Cuenca del Golfo de México Profundo en la

Subdirección de Producción Bloques Norte contribu-

yó con el 2.6 por ciento de la incorporación total, con

la delimitación del campo Doctus mediante la perfo-

Descubrimientos

44

ración del pozo Doctus-1DL. Finalmente, en la por-

ción terrestre de la Subdirección de Producción Blo-

ques Sur se descubrieron los campos Chocol y Cibix

con los pozos exploratorios Chocol-1 y Cibix-1 res-

pectivamente, aportando conjuntamente el 1.4 por

ciento del total. Cabe aclarar que los pozos Cahua-1

y Chocol-1 terminaron en de 2017 mientras que el

pozo Cibix-1 terminó en 2019, sin embargo, los tres

están considerados como incorporación al 1 de

enero de 2019.

Las reservas descubiertas permitirán documentar

proyectos que coadyuven a incrementar la produc-

ción de crudo y gas natural establecida en el Plan de

Negocios de Petróleos Mexicanos.

La información que se presenta en este capítulo ex-

plica el volumen de reservas aportados por los des-

cubrimientos y su composición en las diferentes ca-

tegorías. Asimismo, para cada uno de ellos, se tiene

su respectiva asociación a nivel de cuenca, subdirec-

ción de producción, tipo de yacimiento e hidrocarbu-

ro; con lo cual se podrá observar la estrategia explo-

ratoria orientada durante el año 2018. Al final de este

capítulo se presenta información estadística sobre

volúmenes de reservas incorporados por cuenca y

tipo de hidrocarburo, así como la evolución de la in-

corporación de reservas por actividad exploratoria en

los últimos años.

4.1 Resultados obtenidos

La incorporación de reservas de hidrocarburos en la

categoría 3P por actividad exploratoria y delimitación

durante el 2018, alcanzó 584.5 millones de barriles

de crudo y 3,058.5 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural. Estos volúmenes de reservas incor-

porados se lograron gracias a la actividad explorato-

ria tanto en las porciones terrestres como en aguas

someras y profundas donde se perforaron localiza-

ciones exploratorias y delimitadoras con objetivos de

edad Terciario y Mesozoico.

En el cuadro 4.1 se muestra un resumen agrupado a

nivel de cuenca, campo y pozo exploratorio y/o deli-

mitador, las reservas de aceite y gas natural incorpo-

radas en las categorías probada (1P), probada más

probable (2P) y probada más probable más posible

Cuadro 4.1 Reservas de hidrocarburos de los yacimientos incorporados en 2018.

1P 2P 3P

Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE

Cuenca Campo Pozo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmbpce

Total 132.4 804.7 363.9 2,333.1 584.5 3,058.5 1,169.6

Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9

Doctus Doctus-1DL 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9

Sureste 22.1 18.9 71.8 182.6 171.6 224.1 212.2

Cahua Cahua-1 0.0 0.0 11.5 131.9 11.5 131.9 36.1

Chocol Chocol-1 4.5 3.7 5.9 4.8 6.2 5.0 7.4

Cibix Cibix-1 3.6 6.9 6.8 13.0 6.8 13.0 9.1

Manik NW Manik-101A 2.1 2.8 17.0 21.0 47.2 35.4 53.2

Mulach Mulach-1 12.0 5.5 30.6 11.9 100.0 38.8 106.5

Veracruz 110.2 785.9 292.0 2,150.4 392.9 2,780.4 927.5

Ixachi Ixachi-1DL 110.2 785.9 292.0 2,150.4 392.9 2,780.4 927.5

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

45

(3P), esta última también se indica en términos de

petróleo crudo equivalente.

La incorporación de reservas se obtuvo con los des-

cubrimientos y/o la delimitación de los campos en las

porciones terrestres de la Subdirección de Produc-

ción Bloques Norte con el campo Ixachi, y en la Sub-

dirección de Producción Bloques Sur con los campos

Chocol y Cibix. En batimetrías de aguas someras de

la Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-

ras AS02 con los campos Mulach, Cahua, y Manik

NW. Finalmente, en batimetrías de aguas profundas

de la Subdirección de Producción Bloques Norte con

la delimitación del campo Doctus.

Cuadro 4.3 Clasificación de las reservas de aceite y gas natural incorporadas en 2018.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Gas y

condensado Gas húmedo Gas seco Total

Reserva mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

1P Total 0.0 22.1 110.2 18.9 785.9 0.0 0.0 785.9

Bloques Aguas Someras AS01 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 0.0 14.0 0.0 8.3 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Norte 0.0 0.0 110.2 0.0 785.9 0.0 0.0 785.9

Bloques Sur 0.0 8.1 0.0 10.5 0.0 0.0 0.0 0.0

2P Total 18.2 47.9 297.8 54.0 2,279.1 0.0 0.0 2,279.1

Bloques Aguas Someras AS01 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 18.2 35.2 5.7 36.2 128.7 0.0 0.0 128.7

Bloques Norte 0.0 0.0 292.0 0.0 2,150.4 0.0 0.0 2,150.4

Bloques Sur 0.0 12.7 0.0 17.8 0.0 0.0 0.0 0.0

3P Total 76.3 89.6 418.6 149.4 2,909.1 0.0 0.0 2,909.1

Bloques Aguas Someras AS01 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Bloques Aguas Someras AS02 76.3 76.6 5.7 77.4 128.7 0.0 0.0 128.7

Bloques Norte 0.0 0.0 412.8 53.9 2,780.4 0.0 0.0 2,780.4

Bloques Sur 0.0 13.0 0.0 18.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Cuadro 4.2 Distribución de las reservas de hidrocarburos incorporadas en 2018.

1P 2P 3P

Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE

Cuenca mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmbpce

Total 132.4 804.7 363.9 2,333.1 584.5 3,058.5 1,169.6

Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9

Bloques Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9

Sureste 22.1 18.9 71.8 182.6 171.6 224.1 212.2

Bloques Aguas Someras AS02 14.0 8.3 59.1 164.8 158.7 206.1 195.7

Bloques Sur 8.1 10.5 12.7 17.8 13.0 18.0 16.5

Veracruz 110.2 785.9 292.0 2,150.4 392.9 2,780.4 927.5

Bloques Norte 110.2 785.9 292.0 2,150.4 392.9 2,780.4 927.5

Descubrimientos

46

El cuadro 4.2 describe las reservas incorporadas de

aceite y gas natural en sus categorías 1P, 2P y 3P,

esta última expresada también en petróleo crudo

equivalente, agrupándolas a nivel de cuenca y subdi-

rección; en tanto que, en el cuadro 4.3 se presentan

también las reservas descubiertas de aceite, y gas

natural en las categorías 1P, 2P y 3P agrupadas por

subdirección, pero ahora se muestran por el tipo de

hidrocarburo asociado.

4.2 Descubrimientos marinos

Los trabajos exploratorios realizados durante el año

2018 obtuvieron cuatro resultados exitosos en la in-

corporación de reservas en aguas someras y profun-

das del Golfo de México.

En aguas someras, al borde de la provincia geológica

Pilar de Akal y en la Cuenca Salina del Istmo, se des-

cubrieron los campos Mulach, Manik NW y Cahua

mediante la perforación de los pozos exploratorios

Mulach-1, Manik-101A y Cahua-1, respectivamente.

Las reservas totales incorporadas por estos pozos

alcanzaron 195.7 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente en yacimientos principalmente de

aceite negro, y de gas y condensado.

En aguas profundas, en las provincias geológicas

Cinturón Plegado Subsalino y Cinturón Plegado Per-

dido, se delimitó el campo Doctus de aceite superli-

gero mediante la perforación del pozo Doctus-1DL.

Con este pozo se incorporó una reserva total de 29.9

millones de petróleo crudo equivalente.

A continuación, se presenta una descripción de los

aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de

ingeniería, de dos de los campos marinos descubier-

tos en el año 2018.

Figura 4.1 Ubicación del pozo exploratorio Mulach-1 en el campo Mulach.

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

47

Campo Mulach (pozo Mulach-1)

El pozo exploratorio Mulach-1 se ubica en aguas te-

rritoriales del Golfo de México, ubicado frente a las

costas del estado de Tabasco a 17 Kilómetros al No-

roeste de la Terminal Marítima de Dos Bocas, en las

asignaciones exploratorias AE-0051-5M-Mezcalapa-

01 y AE-0055-4M-Mezcalapa-05, figura 4.1.

Geología estructural

El campo Mulach pertenece a la porción marina de

las Cuencas del Sureste, sobre la Plataforma Conti-

nental, dentro de la provincia geológica Cinturón Ple-

gado Akal y al Oriente de la Cuenca de Pescadores.

Estratigrafía

La columna estratigráfica del pozo Mulach-1 com-

prende rocas sedimentarias que van en edad desde

el Reciente-Pleistoceno al Mioceno Medio. Las rela-

ciones estratigráficas se presentaron de manera con-

cordante. El sistema sedimentario pertenece a un

complejo de abanicos y canales depositados en un

ambiente batial superior.

Roca almacén

La roca almacén de edad Mioceno corresponde a

areniscas de grano fino y medio, compuesta de cuar-

zo, fragmentos de roca, feldespato potásico, cemen-

tante calcáreo y matriz arcillosa, regularmente clasifi-

cada, con granos subangulosos a subredondeados,

con porosidad de tipo intergranular, lo que le otorga

una buena calidad a la roca almacén.

Trampa

La trampa es de tipo combinada con fuerte compo-

nente estructural, cierre en tres direcciones, y está

Figura 4.2 Configuración estructural de la cima del yacimiento cuatro del campo Mulach.

Descubrimientos

48

limitada hacia el Norte por un sistema de fallas norma-

les asociadas al colapso de un diapiro preexistente,

figura 4.2. El sistema extensional, yuxtapone sedimen-

tos predominantemente arcillosos con las arenas de

los yacimientos funcionando como sello, permitiendo y

favoreciendo el entrampamiento de hidrocarburos.

Sello

Para los yacimientos del Mioceno, el sello superior lo

constituyen los sedimentos terrígenos arcillosos de la

misma edad, constituido por lutitas y limolitas interca-

ladas con la roca almacén.

Yacimiento

En el campo Mulach se identificaron cuatro yacimien-

tos de edad Mioceno Superior que están constituido

de areniscas de grano fino y medio, compuestas de

cuarzo, fragmentos de roca, feldespato potásico, ce-

mentante calcáreo y matriz arcillosa, regularmente

clasificada, con granos subangulosos a subredon-

deados, con porosidad de tipo intergranular. Se reali-

zó una prueba de presión-producción para determi-

nar el potencial productivo de la formación en el inter-

valo 3,323-3,347 metros, por estrangulador fijo de 5/8

pulgadas, se obtuvo un gasto medido de aceite de

5,926 barriles por día, gasto de gas de 2 millones de

pies cúbicos diarios, relación gas-aceite de 60 metros

cúbicos por metro cúbico y se determinó por análisis

PVT un aceite de 27.5 grados API. En la figura 4.3 se

muestra el modelo petrofísico con la ubicación del

yacimiento descubierto por el pozo Mulach-1.

Reservas

Los volúmenes originales de hidrocarburos del

campo Mulach en su categoría 1P son de 58.7 mi-

Figura 4.3 Modelo petrofísico de los cuatro yacimientos del pozo Mulach-1.

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

49

llones de barriles de crudo y de 26.0 miles de millo-

nes de pies cúbicos de gas, para la categoría 2P

son de 165.8 millones de barriles de crudo y 63.2

miles de millones de pies cúbicos de gas natural,

finalmente para la categoría 3P son de 533.4 millo-

nes de barriles de crudo y 203.6 miles de millones

de pies cúbicos de gas.

Las reservas originales de hidrocarburos 1P son de

12.0 millones de barriles en aceite y 5.5 miles de mi-

llones de pies cúbicos de gas, para la categoría 2P

se estimaron 30.6 millones de barriles en aceite y

11.9 miles de millones de pies cúbicos de gas, para

3P se tienen 100.0 millones de barriles de crudo y

38.8 miles de millones de pies cúbicos de gas. En

términos de petróleo crudo equivalente las reservas

1P, 2P y 3P ascienden a 12.9, 32.6 y 106.5 millones

de barriles, respectivamente.

Campo Manik NW (pozo Manik-101A)

El pozo exploratorio Manik-101A es productor de

aceite de 32.5 grados API, se ubica en aguas territo-

riales del Golfo de México a 102 kilómetros al No-

roeste de Ciudad del Carmen, Campeche; en la asig-

nación exploratoria AE-0020-2M-Okom-03, figura 4.4.

Geología estructural

El marco geológico regional está definido por las

provincias geológicas sobre las cuales se llevaron a

cabo diferentes eventos tectónicos relacionados

con la distensión del Golfo de México. El campo

Manik NW se localiza en la porción denominada

Pilar de Akal, limitado en sus flancos Noroeste y

Sureste por las cuencas de Comalcalco Marino y

Terciaria de Macuspana. La estructura del campo a

Figura 4.4 Ubicación del pozo exploratorio Manik-101A en el campo Manik NW.

Descubrimientos

50

la cima de los yacimientos fue desarrollada por dia-

pirismo salino que dio lugar al bloque expulsado

durante la etapa de compresión regional conocido

como Evento Chiapaneco.

Estratigrafía

La columna estratigráfica del pozo Manik-101A com-

prende rocas sedimentarias que van en edad desde

el Reciente-Pleistoceno al Jurásico Superior Kimme-

ridgiano. Las relaciones estratigráficas presentaron

dos discordancias a nivel terciario, mostrando rocas

del Reciente-Pleistoceno en contacto con rocas del

Plioceno Medio, y rocas del Mioceno Inferior en con-

tacto con rocas del Oligoceno Medio. A nivel Meso-

zoico, la columna se presenta de manera concordan-

te, donde las rocas del Cretácico se depositaron en

un ambiente de cuenca y durante el Jurásico Supe-

rior Kimmeridgiano (temprano) fueron depositadas en

un ambiente de rampa interna de alta a baja energía.

Roca almacén

La roca almacén de edad Cretácico Superior corres-

ponde una brecha sedimentaria constituida por frag-

mentos de packstone y grainstone de bioclastos, en

partes dolomitizada y recristalizada, con porosidad

intergranular, intercristalina, por disolución y en mi-

crofracturas, lo que le confiere buena calidad de roca

almacén.

Para el yacimiento del Jurásico Superior Kimmerid-

giano, la roca almacén está constituida por packsto-

ne-grainstone de pelloides y ooides, parcialmente

dolomitizado, con porosidad intercristalina y en frac-

turas, intercalado con mudstone parcialmente recris-

Figura 4.5 Configuración estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano del campo Manik NW.

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

51

talizado, con porosidad en microfracturas lo que otor-

ga buena calidad de roca almacén.

Trampa

La configuración estructural del yacimiento Brecha

Cretácico Superior, está representada por un anticli-

nal conformado por un bloque expulsado que está

limitado por fallas inversas con rumbo Noroeste-

Sureste que actúan como cierre de la estructura al

Noreste y Suroeste, mientras que al Sureste tiene

cierre contra sal y al Noroeste cierra con la cota

3,980 metros verticales bajo el nivel del mar. Con

estos límites las dimensiones aproximadas del yaci-

miento son de 4.6 kilómetros de largo por 1.9 kiló-

metros de ancho.

La configuración estructural del yacimiento Jurásico

Superior Kimmeridgiano, figura 4.5, representa un

anticlinal limitado por fallas inversas con dirección

Noroeste-Sureste las que definen el cierre en la mis-

ma dirección, mientras que al Noroeste tiene cierre

estructural a la cota de 4,400 metros verticales bajo

el nivel del mar, y hacia el Sureste contra sal, consi-

derando que se determinó un contacto agua-aceite

a 4,371 metros verticales bajo el nivel del mar, se

estimó que las dimensiones aproximadas de este

yacimiento son 3.4 kilómetros de largo por 1.3 kiló-

metros de ancho.

Sello

Para el yacimiento Cretácico Superior, el sello su-

perior lo constituyen los sedimentos terrígenos del

Paleoceno Inferior y para la formación Jurásico Su-

perior Kimmeridgiano está constituido por los sedi-

mentos arcillosos y bituminosos del Jurásico Supe-

rior Tithoniano.

Figura 4.6 Modelo petrofísico a nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano del pozo Manik-101A.

Descubrimientos

52

Yacimiento

El campo Manik NW cuenta con 2 yacimientos, uno

a nivel Brecha Terciaria del Paleoceno-Cretácico

Superior y el otro en el Jurásico Superior Kimmerid-

giano. El yacimiento del Jurásico Superior Kimme-

ridgiano está constituida por packstone-grainstone

de pelloides y ooides, parcialmente dolomitizado,

con porosidad intercristalina y en fracturas, interca-

lado con mudstone parcialmente recristalizado, con

porosidad en microfracturas. Se realizó una prueba

de presión-producción en el yacimiento Jurásico

Superior Kimmeridgiano para determinar el poten-

cial productivo de la formación en el intervalo 4,180-

4,250 metros desarrollados, por estrangulador fijo

de 1/2 pulgada, se obtuvo un gasto medido de acei-

te de 1,309 barriles por día, el gasto de gas fue de

1.279 millones de pies cúbicos diarios, la relación

gas-aceite de 174 m3/m3 y mediante una ecuación

de estado se determinó la densidad del aceite de

32.5 grados API. En la figura 4.6 se muestra el mo-

delo petrofísico con la ubicación del yacimiento des-

cubierto por el pozo Manik-101A a nivel Jurásico

Superior Kimmeridgiano.

El yacimiento a nivel Brecha Terciaria del Paleoceno

-Cretácico es una brecha sedimentaria constituida

por fragmentos de packstone y grainstone de bio-

clastos, en partes dolomitizada y recristalizada, con

porosidad intergranular, intercristalina, por disolución

y en microfracturas. A nivel Cretácico no se realizó

prueba de presión producción, sin embargo, con los

resultados del modelo petrofísico y su similitud con

los pozos en desarrollo del bloque donde se ubican

los pozos Manik-1, Manik-12, Manik-15 y Manik-5 se

considera este como yacimiento análogo; para ca-

racterizar los fluidos se tomó el PVT representativo

del yacimiento (Manik-12), el cual produce aceite de

21.6 grados API.

Reservas

El volumen original del campo Manik NW en su cate-

goría 1P es de 6.7 millones de barriles de crudo y

9.1 miles de millones de pies cúbicos de gas, en 2P

es de 62.9 millones de barriles de crudo y 85.3 miles

de millones de pies cúbicos de gas, en 3P es de

225.7 millones de barriles de crudo y 154.2 miles de

millones de pies cúbicos de gas. Las reservas origi-

nales de hidrocarburos 1P son de 2.1 millones de

barriles en aceite y 2.8 miles de millones de pies

cúbicos de gas, para la categoría 2P son de 17.0

millones de barriles en aceite y 21.0 miles de millo-

nes de pies cúbicos de gas y para la categoría 3P

son de 47.2 millones de barriles en aceite y 35.4

miles de millones de pies cúbicos de gas. En térmi-

nos de petróleo crudo equivalente las reservas 1P,

2P y 3P ascienden a 2.6, 20.6 y 53.2 millones de

barriles, respectivamente.

4.3 Descubrimientos terrestres

Aunque la mayoría de los descubrimientos del año

2018 se realizaron en la porción marina, en aguas

someras del Sur y en aguas profundas del Norte del

Golfo de México, los tres descubrimientos terrestres

realizados en las cuencas de Veracruz y del Sureste,

contribuyeron con el 80.7 por ciento del volumen total

de reserva incorporada. Dicha incorporación se llevó

a cabo con la perforación del pozo Ixachi-1DL, y de

los pozos Cibix-1 y Chocol-1 los cuales incorporaron

reservas en 3P por 944.0 millones de barriles de pe-

tróleo crudo equivalente en yacimientos de aceite

negro, aceite volátil y de gas y condensado.

A continuación, se presenta una descripción de los

aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de

ingeniería de dos de los campos terrestres con sus

yacimientos descubiertos en el año 2018.

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

53

Campo Ixachi (pozo Ixachi-1DL)

El pozo delimitador Ixachi-1DL se ubica en la porción

Norte-Centro del estado de Veracruz, cerca del po-

blado Tierra Blanca; se localiza en la porción Sur de

la asignación AE-0032-2M-Joachín-02 aunque el

campo también cubre la porción Norte de la asigna-

ción AE-0028-2M-Cotaxtla-01, figura 4.7.

Geología estructural

Se ubica en el borde autóctono de la Plataforma de

Córdoba, por debajo del Frente Tectónico Sepultado.

Se caracteriza regionalmente por una serie de fallas

inversas y pliegues asociados que subyacen a una

secuencia de terrígenos con una pendiente suave al

Este, que constituyen el flanco Occidental de la

Cuenca Terciaria de Veracruz.

La estructura en la cual se perforó el pozo Ixachi-

1DL es un anticlinal cuyo eje principal tiene una

dirección Noroeste-Sureste, con cierre estructural

por echado en sus cuatro flancos. Corresponde a

una trampa representada por un montículo asocia-

do a un crecimiento arrecifal desarrollado durante

el Cretácico Medio, en el borde Oriental de la Pla-

taforma de Córdoba, bordeado por bajos estructu-

rales localizados en los flancos de la estructura,

figura 4.8.

Estratigrafía

El pozo Ixachi-1DL perforó una columna estratigráfi-

ca constituida por rocas sedimentarias, abarcando un

rango de edades desde Plioceno-Pleistoceno hasta

el Cretácico Medio, identificando en este último nivel

a la roca almacén.

Figura 4.7 Ubicación del pozo delimitador Ixachi-1DL en el campo Ixachi.

Descubrimientos

54

Roca almacén

Está representada por rocas carbonatadas de edad

Cretácico Medio con facies postarrecifales deposita-

das sobre la plataforma autóctona, representadas por

packstone a grainstone de bioclastos con impregna-

ción de hidrocarburos en porosidad intrafosilar, inter-

cristalina e intergranular; brechas con clastos de pa-

ckstone a grainstone de bioclastos; así como, muds-

tone-wackestone de foraminíferos bentónicos con

impregnación de hidrocarburos en porosidad inter-

cristalina e intrafosilar.

La porosidad es de tipo vugular/disolución, inter-

granular, intrafosilar e intercristalina, presentando

una porosidad efectiva promedio de 5.5 a 7.6 por

ciento.

Trampa

La trampa es de tipo combinada con cierre estructu-

ral natural por sus cuatro flancos, presenta una lon-

gitud en su eje principal de 18.0 kilómetros orienta-

do Noroeste-Sureste y un ancho promedio de 4.2

kilómetros.

Sello

El sello superior está constituido por un paquete de

lutitas del Paleógeno con un espesor aproximado de

2,000 metros. El sello lateral lo constituye el cierre

natural de la estructura y la yuxtaposición con los

sedimentos terrígenos del Paleógeno.

Yacimiento

En el pozo Ixachi-1DL se efectuó una prueba de

presión producción para comprobar la continuidad

del yacimiento, se evaluó el intervalo: 6,632-6,668

metros desarrollados, disparado en la TR de 7 pul-

gadas, quedando como resultado productor de gas

y condensado, obteniendo un gasto máximo de

3,065 barriles por día, con una densidad de aceite

de 42 grados API y un gasto de gas de 28 millones

de pies cúbicos diarios, con una relación gas-aceite

de 1,629 metros cúbicos sobre metros cúbicos, una

presión en la tubería de producción de 8,134 libras

por pulgada cuadrada por estrangulador de 1/2 pul-

gada. En la figura 4.9. se muestra el modelo petrofí-

sico con la ubicación del yacimiento atravesado por

el pozo Ixachi-1DL.

Figura 4.8 Sección sísmica en profundidad mostrando el contexto estructural del campo Ixachi.

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

55

Reservas

El volumen original incorporado con la perforación

del pozo Ixachi-1DL para la 1P es de 478.6 millones

de barriles de aceite y 3,773.7 miles de millones de

pies cúbicos de gas, para la 2P es de 662.6 millones

de barriles de aceite y 5,053.3 miles de millones de

pies cúbicos de gas y finalmente para la 3P es de

693.8 millones de barriles de condensado y 4,931.4

miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reser-

vas originales de hidrocarburos 1P incorporadas con

los resultados de la perforación del pozo Ixachi-1DL

son de 110.2 millones de barriles en aceite y 785.9

miles de millones de pies cúbicos de gas, para la 2P

se estimaron 292.0 millones de barriles en aceite y

2,150.4 miles de millones de pies cúbicos de gas,

finalmente para la 3P se estimaron 392.9 millones de

barriles en aceite y 2,780.4 miles de millones de pies

cúbicos de gas. En términos de petróleo crudo equi-

valente las reservas 1P, 2P y 3P ascienden a 261.3,

705.5 y a 927.5 millones de barriles respectivamente.

Campo Cibix (pozo Cibix-1)

El campo Cibix, se ubica en el municipio de Jalpa de

Méndez, Tabasco, a 14.76 kilómetros de la ciudad de

Comalcalco y a 30.12 kilómetros de la ciudad de Vi-

llahermosa, dentro del polígono de la asignación AE-

0056-2M-Mezcalapa-06, figura 4.10.

Geología estructural

El pozo exploratorio Cibix-1 se perforó en la sub-

cuenca geológica de Comalcalco, perteneciente a la

provincia petrolera Cuencas Terciarias del Sureste la

cual se caracteriza por ser una depresión Terciaria

Figura 4.9. Modelo petrofísico del pozo Ixachi-1DL.

Descubrimientos

56

delimitada por un sistema de fallas lístricas regiona-

les orientadas Nor-Noreste-Sur-Suroeste. Su origen

está ligado a un sistema gravitacional (extensión-

compresión), donde se depositaron espesores poten-

tes de sedimentos acumulados sintectónicamente.

En la sección sísmica de la figura 4.11. se observa la

relación y distribución de las arenas productoras aso-

ciadas a reflectores sísmicos, modelo estructural,

dimensiones y configuración estructural de la cima de

la arena probada.

Estratigrafía

El pozo Cibix-1 se terminó a la profundidad total de

3,960 metros desarrollados (3,263 metros verticaliza-

dos), perforó una columna estratigráfica conformada

por sedimentos del Neógeno, siendo productor de

aceite y gas en rocas del Mioceno Superior. El pa-

trón grano-creciente exhibido en la respuesta del

registro de Rayos Gama, sustenta una facie de Fren-

te Deltaico, el cual corresponde con el mapa de fa-

cies regional para el Mioceno Superior. La arena del

yacimiento MS-1, corresponde a una sub-facie de

barras de desembocadura perteneciente a un am-

biente de planicie costera.

Roca almacén

El yacimiento Mioceno Superior está constituido por

una secuencia de areniscas de grano fino a medio

subanguloso a subredondeado, como componentes

contiene: feldespatos, plagioclasas, cuarzo y frag-

mentos de roca volcánica. Se observa una porosidad

de 25 por ciento de tipo intergranular.

Trampa

Las diversas arenas productoras del pozo Cibix-1

son de edad Mioceno Superior, depositadas en siste-

mas de canales y barras de desembocadura; presen-

tan cierre contra diversas fallas normales, con direc-

Figura 4.10 Ubicación del pozo exploratorio Cibix-1 en el campo Cibix.

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

57

ción preferencial Noreste-Suroeste y buzan al No-

roeste. El yacimiento en la arena denominada MS-1

es una trampa de tipo combinada, con una fuerte

componente estratigráfica, y muestra un cierre es-

tructural hacia el Noroeste y Sureste por fallamiento

normal, mientras que hacia la porción Noreste y Sur-

oeste el cierre es natural por buzamiento de capas.

Sello

El sello superior está constituido por una potente al-

ternancia de lutitas, con espesores de hasta 100 me-

tros, los sellos laterales son producto de cambio de

facies.

Yacimiento

El campo Cibix cuenta con 18 yacimientos de edad

Mioceno Superior, los cuales están constituidos por

una secuencia de areniscas de grano fino a medio

que va de subanguloso a subredondeado. La conec-

tividad entre poros es buena y presenta impregna-

ción de aceite.

Se realizaron pruebas de presión-producción para

determinar el potencial productivo, en las cuales se

evaluaron los intervalos: 3,500-3,516 metros desarro-

llados (MS-1), 3,256-3,262 metros desarrollados (MS

-2), 2,986-2,995 metros desarrollados (MS-4), 2,932-

2,940 metros desarrollados (MS-5) y 2,696-2,705

metros desarrollados (MS-7). Resultando productor

de aceite y gas con un gasto máximo de aceite de

3,638 barriles por día y un gasto de gas de 8.61 mi-

llones de pies cúbicos diarios, con una relación gas-

aceite de 422 metros cúbicos por metros cúbicos,

una presión en la tubería de producción de 1,430

libras por pulgada cuadrada por un estrangulador de

3/4 pulgada y un aceite de 37 grados API. La figura

4.12 muestra el modelo petrofísico con la ubicación

de los yacimientos descubiertos por el pozo Cibix-1.

Figura 4.11 Sección sísmica con dirección Noroeste-Sureste sobre la trayectoria del pozo Cibix-1. El horizonte corresponde al yacimiento MS-1.

Descubrimientos

58

Reservas

El volumen original del campo Cibix es de 119.9 mi-

llones de barriles de crudo y 86.0 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural. Las reservas estima-

das de aceite y gas natural 1P son de 3.6 millones de

barriles y 6.9 miles de millones de pies cúbicos res-

pectivamente, para la categoría 2P al igual que la 3P

en aceite se tienen 6.8 millones de barriles y 13.0

miles de millones de pies cúbicos de gas. En térmi-

nos de petróleo crudo equivalente las reservas 1P y

2P igual a 3P ascienden a 4.8 y a 9.1 millones de

barriles, respectivamente.

4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos

La incorporación de reservas nuevas es el resultado

del esfuerzo que Pemex Exploración y Producción

realiza año con año en sus proyectos de evaluación

del potencial, de incorporación de reservas y de de-

limitación de los campos ya descubiertos. La ejecu-

ción de cada una de estas componentes es estraté-

gica para el resultado del éxito exploratorio. La

Cuenca de Veracruz fue la del mayor aporte de vo-

lúmenes nuevos en rocas almacenadoras del Cretá-

cico. Sin embargo, también hubo incorporación en el

resto de las cuencas en los yacimientos de Terciario

y Jurásico.

En el cuadro 4.4 se presentan los volúmenes de re-

servas descubiertos en las categorías 1P, 2P y 3P en

el periodo 2015 a 2018 agrupados por cuenca tanto

para aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente.

Estos valores corresponden a las reservas incorpora-

das en cada uno de estos años y que se reportan al

primero de enero del año siguiente.

Figura 4.12 Modelo petrofísico del pozo Cibix-1.

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

59

Durante 2018, la incorporación de reservas 3P obte-

nida por descubrimientos y delimitación fue de

1,169.6 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente que, en relación con la cifra alcanzada en el

año 2017, presenta un decremento de apenas el 2

por ciento. Con ello, las reservas totales incorpora-

das en 2018 se mantuvieron en un nivel alto por se-

gundo año consecutivo debido a la delimitación de

los campos Ixachi y Doctus, así como al descubri-

miento de los campos Mulach, Manik NW, Cahua,

Chocol y Cibix.

La incorporación más destacada se logró en la por-

ción terrestre de la Cuenca de Veracruz, a través del

pozo Ixachi-1DL, el cual con 927.5 millones de barri-

les de petróleo crudo equivalente contribuyó con el

Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertos en el periodo 2015-2018.

1P 2P 3P

Aceite Gas natural PCE Aceite Gas natural PCE Aceite Gas natural PCE

Año Cuenca mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce

2015 Total 103.8 80.7 119.8 318.1 219.2 360.1 562.9 433.0 651.3

Sureste 103.8 80.7 119.8 318.1 219.2 360.1 562.9 433.0 651.3

2016 Total 43.9 78.8 57.1 118.2 267.2 164.8 473.5 1,136.4 684.0

Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 207.3 471.4 300.6

Sureste 43.9 78.8 57.1 118.2 267.2 164.8 266.2 665.0 383.4

2017 Total 141.8 578.5 246.5 328.8 1,198.4 544.4 679.8 2,671.8 1,194.0

Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 141.7 246.5 191.7

Sureste 109.9 207.4 148.6 263.2 436.6 343.3 418.9 1,035.3 636.0

Veracruz 31.9 371.1 97.9 65.6 761.8 201.1 119.2 1,389.9 366.3

2018 Total 132.4 804.7 286.9 363.9 2,333.1 810.9 584.5 3,058.5 1,169.6

Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9

Sureste 22.1 18.9 25.6 71.8 182.6 105.4 171.6 224.1 212.2

Veracruz 110.2 785.9 261.3 292.0 2,150.4 705.5 392.9 2,780.4 927.5

Figura 4.13 Trayectoria de la incorporación de reservas de petróleo crudo equivalente.

mmbpce

119.8 57.1246.5 286.9

240.4

107.7

297.9

524.0291.2

519.2

649.5

358.7

2015 2016 2017 2018

1,169.6

651.3 684.0

1,194.0

Posible

Probable

Probada

Descubrimientos

60

79.3 por ciento de la incorporación total 3P. Seguido

por la parte marina en tirantes de agua someros de

las Cuencas del Sureste, con la perforación de los

pozos Mulach-1, Manik-101A y Cahua-1 los cuales

contribuyeron con 195.7 millones de barriles de pe-

tróleo crudo equivalente en reserva 3P, lo que repre-

senta un 16.7 por ciento del total incorporado. En

aguas profundas de la Cuenca del Golfo de México

Profundo se logró una incorporación de 29.9 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente en reserva

3P con la perforación del pozo Doctus-1DL aportan-

do el 2.6 por ciento. Finalmente, las Cuencas del

Sureste, en su porción terrestre, aportaron el 1.4 por

ciento del total de la incorporación con la perforación

de los pozos Cibix-1 y Chocol-1.

En lo que se refiere al tipo de hidrocarburo que con-

tienen los yacimientos, las reservas de aceite 3P in-

corporadas totalizan 584.5 millones de barriles, lo que

significa un decremento del 14.0 por ciento en rela-

ción con el año 2017. De este aceite, el 13.1 por cien-

to corresponde a aceite pesado, 15.3 por ciento de

aceite ligero y 71.6 por ciento de aceite superligero.

En relación con las reservas 3P de gas natural, los

descubrimientos realizados son muy importantes, ya

que se tuvo un incremento de 14.5 por ciento con

respecto al año anterior, al aumentar de 2,671.8 a

3,058.5 miles de millones de pies cúbicos. Del total

de estas reservas de gas, el 4.9 por ciento corres-

ponde a gas asociado, mientras el restante 95.1 por

ciento a la componente del gas natural no asociado.

La figura 4.13 muestra la trayectoria de la incorpora-

ción de reservas descubiertas durante el periodo

2015 a 2018.

61

5 5 Distribución de las reservas de hidrocarburos

Con el objetivo de sustentar las reservas remanentes

al 1 enero de 2019, las cuales son afectadas por la

incorporación, revisiones, desarrollos, migraciones

de campos y evidentemente por la producción regis-

trada durante 2018, este capítulo muestra las varia-

ciones de las reservas ocurridas durante el año 2018

en las categorías probada, probable y posible, en un

contexto a nivel subdirección de producción y activo

de producción.

Los descubrimientos y delimitaciones incorporan re-

servas como resultado de la actividad exploratoria.

Por otra parte, la variación de reservas puede resul-

tar con incrementos o reducciones a la misma, atri-

buibles al análisis del comportamiento presión-

producción de los campos, tomando como referencia

su historia productiva o las actualizaciones realizadas

a los modelos estáticos de yacimientos debido a la

disponibilidad de información nueva. El concepto de

desarrollos está ligado a las variaciones en las reser-

vas que tienen lugar por los resultados obtenidos por

la perforación y terminación de pozos de desarrollo,

por lo que pueden presentarse incrementos o decre-

mentos en las reservas de hidrocarburos. Por último,

las producciones anuales de aceite y gas natural son

elementos que inciden de manera directa sobre las

estimaciones de las reservas probadas, ya que se

consideran los volúmenes propiamente explotados.

Las variaciones de reservas se desglosan en aceite,

gas natural y petróleo crudo equivalente. El aceite se

clasifica en pesado, ligero y superligero; y el gas na-

tural se desglosa en gas asociado y no asociado.

Aun cuando en el capítulo 4 se han documentado las

actividades exploratorias, es necesario volver a men-

cionarlas porque forman parte del balance que deter-

mina la variación del 1 de enero de 2018 al 1 de

enero de 2019.

Como en años anteriores, las evaluaciones de reser-

vas de hidrocarburos son realizadas por los especia-

listas de Pemex, las cuales son revisadas y certifica-

das por compañías de prestigio internacional, se eje-

cutan con estricto apego a normas internacionales,

utilizando para el caso de las reservas probadas las

regulaciones emitidas por la Securities and Exchange

Commission (SEC) de Estados Unidos de América,

mientras que para las reservas probables y posibles,

las evaluaciones se realizan tomando como referen-

cia los lineamientos del Petroleum Resources Mana-

gement System (PRMS) emitidos por la Society of

Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum

Council (WPC), la American Association of Petroleum

Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evalua-

tion Engineers (SPEE), la Society of Exploration Geo-

physicists (SEG), la Society of Petrophysicists and

Well Log Analysts (SPWLA) y la European Associa-

tion of Geoscientists and Engineers (EAGE).

5.1 Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS01

La Subdirección de Producción Bloques Aguas So-

meras AS01 (SPBAS01) se ubica en la porción del

mar territorial del Golfo de México, frente a las costas

del Sureste de la República Mexicana, los campos

Distribución de las reservas

62

que administra esta subdirección se distribuyen en

16 asignaciones de extracción y un área contractual.

La SPBAS01 se constituye por dos activos integrales

de producción: Bloque AS01-01 y Bloque AS01-02;

los cuales tienen dentro de sus actividades la respon-

sabilidad de planear, programar y llevar a cabo la

explotación de los yacimientos, así como realizar la

incorporación y reclasificación de reservas, delimita-

ción de yacimientos y desarrollo de los campos bajo

su responsabilidad.

Con base en lo considerado en el Plan de Negocio

de Petróleos Mexicanos, esta subdirección se con-

centró en el desarrollo y explotación de las asigna-

ciones rentables después de impuestos, además de

integrar y proponer nuevas oportunidades de alian-

zas o asociaciones que con condiciones económicas

más favorables serían rentables para Pemex des-

pués de impuestos. Respecto a la meta de incorpo-

ración de reservas, la cual busca restituir los volúme-

nes de hidrocarburos producidos de los campos en

explotación con los provenientes de campos nuevos

por actividad exploratoria. Durante 2018 no se des-

cubrieron campos nuevos, sin embargo, en lo rela-

cionado a los campos en explotación, se hicieron

revisiones de su comportamiento dinámico, se termi-

naron pozos de desarrollo permitiendo la actualiza-

ción de modelos estáticos y dinámicos y se continuó

con la ejecución de los proyectos de inyección de

fluidos como proceso de mantenimiento de presión

en algunos campos.

Al 1 de enero de 2019, la SPBAS01 mantiene en 18

el número de campos que administra, 10 de ellos

corresponden al Activo Integral de Producción Blo-

que AS01-01, todos ellos tuvieron producción duran-

te 2018, el Activo Integral de Producción Bloque

AS01-02 administra los 8 restantes, de los cuales

seis se mantuvieron en producción durante el año

2018. El volumen producido a nivel subdirección fue

de 378.1 millones de barriles de aceite y 673.5 miles

de millones de pies cúbicos de gas, los volúmenes

anteriores son equivalentes al 57.5 y 38.5 por ciento

de la producción de Pemex del 2018 respectivamen-

te. De los campos asignados a esta subdirección so-

lo Tekel y Utsil no se encuentran en producción.

La producción promedio diaria de la SPBAS01 fue de

1,035.9 miles de barriles de aceite y 1,845.1 millones

de pies cúbicos de gas. El campo Maloob se mantu-

vo como el de mayor producción con 433.5 miles de

barriles diarios de aceite y 179.4 millones de pies

cúbicos de gas natural diarios. Si se mantiene la ten-

dencia observada de años anteriores, esta subdirec-

ción se mantendrá como la de mayor producción de

aceite para Pemex.

5.1.1 Evolución de los volúmenes originales

La variación en el volumen original de aceite y gas

natural, a nivel subdirección, se observa en el cuadro

5.1 para las diferentes categorías de reservas.

Al 1 de enero de 2019, el volumen original probado

de aceite de los campos que integran la subdirección

es de 60,758 millones de barriles, este valor es lige-

ramente mayor en 33 millones de barriles de aceite

con relación al año anterior, explicado principalmente

por el incremento en el volumen original del campo

Takín, resultado de la incorporación de información

de pozos de desarrollo en el nuevo modelo estático.

Al hacer una comparación con el volumen original

probado de los campos asignados a Pemex, el valor

de la subdirección equivale al 39 por ciento del total.

Desde el punto de vista de distribución por activo

integral de producción, el Bloque AS01-01 es el que

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

63

tiene el mayor volumen de la subdirección con

37,793 millones de barriles de aceite que represen-

tan el 62 por ciento del total de la subdirección a la

que pertenece, se tuvo un ligero incremento respec-

to al ejercicio anterior ocasionado por el ajuste en el

modelo estático y de las propiedades de los fluidos

en el campo Takín, mientras que en el Activo Inte-

gral de Producción Bloque AS01-02 se localiza el 38

por ciento restante, esto es 22,965 millones de barri-

les de aceite.

Con relación al volumen original de aceite en la ca-

tegoría probable, para la subdirección se tienen

1,439 millones de barriles, equivalente cercano al 5

por ciento del volumen original probable de las asig-

naciones de Pemex; de este valor en el Activo Inte-

gral de Producción Bloque AS01-02 se localiza la

mayor parte del volumen con 1,173 millones de ba-

rriles de aceite, 82 por ciento del total de la subdi-

rección, el Activo Integral de Producción Bloque

AS01-01 administra los restantes 266 millones de

barriles, 18 por ciento restante. El volumen original

de aceite de la categoría posible asciende a 1,106

millones de barriles, que representan el 3 por ciento

del total asignado a Pemex, la distribución por activo

de producción se muestra a continuación, Activo

Integral de Producción Bloque AS01-02, 871 millo-

nes de barriles y Activo Integral de Producción Blo-

que AS01-01 con 236 millones de barriles, equiva-

lentes al 79 y 21 por ciento del volumen original de

la subdirección respectivamente.

Respecto a la información del volumen original de

gas natural, el volumen probado de la subdirección

es de 25,275 miles de millones de pies cúbicos, que

representan el 13 por ciento del volumen probado

asignado a Pemex, manteniéndose prácticamente

igual al año anterior. Considerando la proporción pa-

ra cada uno de los activos de producción, en el Acti-

vo Integral de Producción Bloque AS01-01 se tiene el

volumen mayor con 17,166 miles de millones de pies

cúbicos, que es el 68 por ciento, mientras que el Acti-

vo Integral de Producción Bloque AS01-02 aloja

8,109 miles de millones de pies cúbicos, es decir el

32 por ciento restante.

Adicionalmente para la categoría probable, en la

Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras

AS01 se tiene un volumen original de gas de 427

miles de millones de pies cúbicos, la mayor cantidad

de este volumen se encuentra en el Activo Integral

de Producción Bloque AS01-02 con un valor de 267

miles de millones de pies cúbicos, que es el 63 por

ciento regional, mientras que el resto se observa en

el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01, con

160 miles de millones de pies cúbicos, que es el 37

por ciento restante. Mientras que, para la categoría

posible, el volumen original es de 255 miles de millo-

nes de pies cúbicos, nuevamente el Activo Integral

de Producción Bloque AS01-02 tienen el mayor por-

centaje del volumen total con 198 miles de millones

de pies cúbicos, que es el 78 por ciento, mientras

que en el Activo Integral de Producción Bloque AS01

Cuadro 5.1 Evolución histórica del volumen original de hi-drocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.

Aceite crudo Gas natural

Año Volumen mmb mmmpc

2017 Total 64,079.8 26,289.3

Probado 61,167.5 25,586.3

Probable 1,629.8 439.6

Posible 1,282.6 263.5

2018 Total 63,278.4 25,937.0

Probado 60,725.1 25,277.4

Probable 1,548.0 434.0

Posible 1,005.4 225.7

2019 Total 63,303.0 25,957.2

Probado 60,758.2 25,275.0

Probable 1,438.7 427.1

Posible 1,106.1 255.0

Distribución de las reservas

64

-01 se tienen 57 miles de millones de pies cúbicos,

equivalentes al 22 por ciento restante.

5.1.2 Evolución de las reservas

En la Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS01 para la evaluación de reservas al 1

de enero de 2019, se registró un valor de 3,253.3

millones de barriles de aceite en la categoría Proba-

da, este valor es equivalente al 61.0 por ciento de la

reserva probada de Pemex, para el gas natural se

evaluó una reserva probada de 1,807.7 miles de mi-

llones de pies cúbicos que representan el 20.4 por

ciento de la reserva probada de gas de Pemex. Las

figuras 5.1 y 5.2 muestran la variación en las reser-

vas remanentes de aceite y gas natural durante los

últimos tres años.

Considerando como criterio la calidad del fluido para

catalogar el volumen de reserva de la subdirección,

del volumen probado de crudo 3,253.3 millones de

barriles, predomina el aceite pesado con 3,024.1 mi-

llones de barriles, el volumen restante 229.3 millones

de barriles es de aceite ligero, que representan el

93.0 por ciento y 7.0 por ciento para cada tipo de

aceite respectivamente, la reserva probada de gas

natural, 1,807.7 miles de millones de pies cúbicos se

constituye en su totalidad por gas asociado.

En lo correspondiente a las reservas probables y po-

sibles de la subdirección, en aceite se tienen 2,171.7

y 1,781.7 millones de barriles respectivamente, equi-

valentes respectivamente al 44.9 y 34.7 por ciento

del total de la reserva asignada a Pemex, para el gas

natural en las mismas categorías los valores son de

1,306.0 y 642.0 miles de millones de pies cúbicos

respectivamente, que son respectivamente el 13.5 y

7.1 por ciento del volumen de Pemex.

Con la información de reservas probadas, probables

y posibles se calcula un valor de reservas 2P para la

SPBAS01 de 5,425.0 millones de barriles de aceite y

3,113.8 miles de millones de pies cúbicos de gas na-

tural, esto es equivalente al 53.4 y 16.8 por ciento del

total de Pemex para cada producto. Adicionalmente,

para la categoría 3P los valores de la subdirección se

determinaron en 7,206.7 millones de barriles de acei-

te y 3,755.8 miles de millones de pies cúbicos de

gas, que son el 47.1 y 13.6 por ciento respectivamen-

te, de la reserva asignadas a Pemex. El cuadro 5.2

muestra la composición de las reservas por categoría

a nivel activo de producción.

Figura 5.1 Evolución histórica de las reservas remanen-tes de aceite crudo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.

mmb

3,987.4 3,557.5 3,253.3

2,452.72,216.1

2,171.7

1,764.5

1,760.71,781.7

2017 2018 2019

8,204.77,534.3

7,206.7

Posible

Probable

Probada

Figura 5.2 Evolución histórica de las reservas remanen-tes de gas natural en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.

mmmpc

2,473.5 2,240.21,807.7

1,403.11,299.7

1,306.0

542.8

514.1

642.0

2017 2018 2019

4,419.4

4,054.13,755.8

Posible

Probable

Probada

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

65

En lo correspondiente a las reservas probadas desa-

rrolladas y no desarrolladas de aceite en la subdirec-

ción se estimaron 2,338.5 y 914.8 millones de barri-

les, respectivamente. Mientras que para el gas natu-

ral se tienen 1,611.5 y 196.3 miles de millones de

pies cúbicos respectivamente, en las categorías de

reservas indicadas.

Aceite crudo y gas natural

Al concluir la evaluación de reservas al 1 de enero de

2019, en la Subdirección de Producción Bloques

Aguas Someras AS01 la reserva probada de aceite

alcanzó un valor de 3,253.3 millones de barriles, de

estos la mayor parte se localiza en el Activo Integral

de Producción Bloque AS01-02 con 2,407.6 millones

de barriles que equivalen al 74.0 por ciento de la sub-

dirección, en el Activo Integral de Producción Bloque

AS01-01 se encuentra el complemento, 845.7 millo-

nes de aceite, 26.0 por ciento.

Al totalizar las variaciones de los campos que consti-

tuyen la subdirección se tiene un incremento de 74.0

millones de barriles de aceite en la categoría proba-

da, respecto al valor reportado al 1 de enero de

2018, los campos que tuvieron mayor incremento en

su reserva probada son Balam, Zaap, Sihil y Takín,

por un mejor comportamiento en su producción. Los

campos Maloob, Akal, Ayatsil y Zaap albergan el

81.8 por ciento de la reserva probada de la subdirec-

ción con un volumen de 2,662.3 millones de barriles

de aceite.

En lo que corresponde a la reserva probada de gas

natural, en la subdirección se tuvo un valor de

1,807.7 miles de millones de pies cúbicos, lo cual

representa un incremento neto de 241.0 miles de

millones de pies cúbicos al comparar con el valor del

ejercicio previo, esto es debido al esquema de explo-

tación del gas del casquete secundario del campo

Akal. De manera similar a lo descrito en la reserva

de aceite, el Activo Integral de Producción Bloque

AS01-02 es el que contiene la mayor reserva de gas

natural con 967.7 miles de millones de pies cúbicos

con el 53.5 por ciento, mientras que en el Activo In-

tegral de Producción Bloque AS01-01 se localizan

840.0 miles de millones de pies cúbicos, el 46.5 por

ciento restante.

Al 1 de enero de 2019, la reserva probable de acei-

te de la Subdirección de Producción Bloques

Aguas Someras AS01 se evaluó en 2,171.7 millo-

Cuadro 5.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Blo-ques Aguas Someras AS01, al 1 de enero de 2019.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 3,024.1 229.3 0.0 1,807.7 0.0

Bloque AS01-01 619.5 226.2 0.0 840.0 0.0

Bloque AS01-02 2,404.6 3.1 0.0 967.7 0.0

2P 4,893.1 532.0 0.0 3,113.8 0.0

Bloque AS01-01 1,676.7 485.7 0.0 1,937.8 0.0

Bloque AS01-02 3,216.4 46.2 0.0 1,175.9 0.0

3P 6,632.9 573.8 0.0 3,755.8 0.0

Bloque AS01-01 2,661.3 516.8 0.0 2,358.2 0.0

Bloque AS01-02 3,971.6 57.0 0.0 1,397.6 0.0

Distribución de las reservas

66

nes de barriles, lo cual representa un decremento

neto de 44.4 millones de barriles, los campos en

los que se observó un decremento mayor son Ba-

lam y Maloob, resultado de la actualización de la

estrategia de producción.

En tanto para la reserva probable de gas natural de

la Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-

ras AS01 al 1 de enero de 2019, alcanzó un valor de

1,306.0 miles de millones de pies cúbicos de gas, en

este caso el campo que mostró una mayor variación

fue Ku, debido a la disminución de la ventana de ex-

plotación, ocasionada por el avance de los contactos

de los fluidos.

Desde el punto de vista activo integral de producción,

en el Bloque AS01-01 se encuentra la mayor parte

de la reserva probable de la subdirección, con

1,097.8 miles de millones de pies cúbicos de gas na-

tural, mientras que en el Activo Integral de Produc-

ción Bloque AS01-02 se observan 208.2 miles de

millones de pies cúbicos, lo que porcentualmente se

refleja en 84.1 y 15.9, respectivamente.

La reserva posible de aceite de la subdirección se

calculó en 1,781.7 millones de barriles, este valor re-

fleja una variación neta de 20.9 millones de barriles

respecto a la evaluación del 1 de enero de 2018, los

campos donde se observa una variación mayor son

Balam, Maloob y Zaap de manera similar a lo descrito

en las categorías de reservas previas. Para cada uno

de los activos que constituyen la subdirección la re-

serva posible se distribuye de la manera siguiente,

Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 registra

1,015.8 millones de barriles, 57.0 por ciento y el Acti-

vo Integral de Producción Bloque AS01-02 registra

765.9 millones de barriles, el 43.0 por ciento restante.

En tanto la reserva posible de gas tuvo una ligera

disminución de 128 miles de millones de pies cúbi-

cos, con lo cual el valor estimado fue de 642.0 miles

de millones de pies cúbicos de gas, en el cuadro 5.3

se muestran las reservas de gas natural por activo

integral de producción, con cierre al 1 de enero de

2019 en sus categorías probada, probable y posible,

así como el gas entregado en planta y el gas seco.

Petróleo crudo equivalente

Con relación a los valores de reservas expresados

en petróleo crudo equivalente en la categoría proba-

da para la subdirección se determinó un valor de

Cuadro 5.3 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirec-ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01, al 1 de enero de 2019.

Gas natural

Gas entregado en planta Gas seco

Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc

Probada 1,807.7 1,357.5 1,030.5

Bloque AS01-01 840.0 637.8 484.2

Bloque AS01-02 967.7 719.7 546.3

Probable 1,306.0 996.0 756.1

Bloque AS01-01 1,097.8 836.0 634.6

Bloque AS01-02 208.2 160.0 121.5

Posible 642.0 484.6 367.9

Bloque AS01-01 420.4 316.6 240.3

Bloque AS01-02 221.7 168.0 127.6

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

67

3,589.9 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, esto representa el 51.2 por ciento de la re-

serva calculada para los campos asignados a Pe-

mex, se tuvo una variación neta de 7.5 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente respecto al

dato de la evaluación previa, en los campos Maloob y

Akal se presentaron las mayores variaciones negati-

vas con 56.2 y 11.7 millones de barriles respectiva-

mente, en el Activo Integral de Producción Bloque

AS01-02 se encuentra el 72.2 por ciento de la reser-

va probada en petróleo crudo equivalente de la sub-

dirección, mientras que en el Activo Integral de Pro-

ducción Bloque AS01-01 se localiza el 27.8 por cien-

to restante. En la figura 5.3 se observa la distribución

de reservas por activo de producción.

En lo que corresponde a la reserva probable de pe-

tróleo crudo equivalente, se tuvo una variación nega-

tiva de 49.5 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, con lo cual se registró un valor de

2,412.9 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente, derivado del decremento de reserva en los

campos Balam y Maloob relacionado con la actualiza-

ción de la estrategia de producción por la Incorpora-

ción a producción de los pozos terminados en el año,

la reserva probable de la subdirección representa el

36.5 por ciento del total evaluado para los campos

asignados a Pemex, en tanto para los activos de la

subdirección, el Activo Integral de Producción Bloque

AS01-01 administra el 62.9 por ciento de la reserva

probable de la subdirección, y el Activo Integral de

Producción Bloque AS01-02 representa el 37.1 por

ciento restante, la distribución de reservas por activo

integral de producción se muestra en la figura 5.4.

El comportamiento de la reserva posible de petróleo

crudo equivalente de la subdirección tuvo una varia-

ción positiva de 39.7 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, siendo Balam el campo en el que

se observó una mayor variación de 24.5 millones de

barriles petróleo crudo equivalente, por lo anterior la

reserva posible de la subdirección alcanzó 1,900.3

millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo

cual corresponde al 27.8 por ciento del total asignado

a Pemex, el activo integral de producción con el ma-

yor volumen de reserva es el Bloque AS01-01 con

1,092.0 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, el 57.5 por ciento de la subdirección, mien-

tras que Activo Integral de Producción Bloque AS01-

02 contiene 808.3 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente lo cual representa el 42.5 por cien-

to restante de la subdirección. La figura 5.5 muestra

Figura 5.3 Reservas probadas al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.

mmbpce

Figura 5.4 Reservas probables al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.

mmbpce

Distribución de las reservas

68

los valores de reserva posible de petróleo crudo equi-

valente por activo de producción. La reserva 3P de la

subdirección se determina en 7,903.0 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, el

38.6 por ciento del total asignado a Pemex. La figura

5.6 presenta la composición a nivel subdirección de

la reserva 3P de petróleo crudo equivalente.

Relación reserva-producción

Para estimar la relación reserva probada-producción

para la Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS01, se emplea la producción obtenida de

los campos de la subdirección durante el año 2018,

este volumen fue de 425.3 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, además, el valor de re-

serva probada de la subdirección de 3,589.9 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, con los

datos mencionados se calcula una relación de 8.4

años para la reserva probada. Para la reserva proba-

da más probable (2P) y la reserva probada más pro-

bable más posible (3P), las relaciones que se obtie-

nen son 14.1 años para la reserva 2P y 18.6 años

para la reserva 3P.

Con base en la información de reservas 2019 y pro-

ducción 2018 para cada uno de los activos de pro-

ducción se obtienen los resultados siguientes: Activo

Integral de Producción Bloque AS01-02 extrajo du-

rante 2018, 355.7 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, con este dato se calcula una rela-

ción reserva probada-producción de 7.3 años; mien-

tras que para Activo Integral de Producción Bloque

AS01-01 la relación resulta de 14.4 años, con el valor

de producción del periodo de 69.6 millones de barri-

les de petróleo crudo equivalente.

Realizando los cálculos con las categorías 2P y 3P

de los activos de la subdirección, para el Activo Inte-

Figura 5.5 Reservas posibles al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.

mmbpce

Figura 5.6 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.

mmbpce

63.5

68.4

32.5

20.4

218.3

314.5

295.6

261.7

453.7

560.1

468.2

414.2

2016 2017 2018 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migracionesde campos

2019

8,142.7

9,147.6

8,330.6

Líquidos de plantaCondensado

Aceite

Gas seco equivalente

7,903.0

7,407.2

8,204.7

7,534.37,206.7

0.0

-22.2

-425.3 0.0

20.0

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

69

gral de Producción Bloque AS01-02, la relación re-

serva 2P-producción resulta en 9.8 años, mientras

que para la reserva 3P la relación es de 12.1 años.

Para el Activo Integral de Producción Bloque AS01-

01 se obtuvo una relación reserva 2P-producción de

36.2 años y para la reserva 3P la relación reserva-

producción se eleva a 51.9 años.

Reservas por tipo de fluido

El comportamiento de las reservas en la Subdirec-

ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01,

considerando el tipo de fluido se presenta en el

cuadro 5.4, se muestran valores del 1 de enero de

2016 hasta el ejercicio actual del 1 de enero de

2019. La reserva probada de 3,589.9 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, se desglosa

en 3,253.3 millones de barriles de aceite crudo,

13.3 millones de barriles de condensado, 125.2 mi-

llones de barriles de líquidos de planta y 198.1 mi-

llones de barriles de petróleo equivalente del gas

seco equivalente a líquido, lo que en proporción se

refleja de la siguiente manera, 90.6 por ciento de

aceite crudo, 0.4 por ciento de condensado, 3.5 por

ciento de líquidos de planta y 5.5 por ciento de gas

seco equivalente a líquido.

Para el caso de la reserva probable de la subdirec-

ción, el volumen de 2,412.9 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, se conforma de la mane-

ra siguiente: 2,171.7 millones de barriles de aceite

crudo, 3.9 millones de barriles de condensado, 91.8

millones de barriles de líquidos de planta y 145.4 mi-

llones de barriles de petróleo equivalente del gas se-

co equivalente a líquido, lo que se refleja en propor-

ciones de la siguiente manera, 90.0 por ciento de

aceite crudo, 0.2 por ciento de condensado, 3.8 por

ciento de líquidos de planta y 6.0 por ciento de gas

seco equivalente a líquido.

La reserva posible de petróleo crudo equivalente en

la Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-

ras AS01, asciende a 1,900.3 millones de barriles y

está constituida por 1,781.7 millones de barriles de

aceite crudo, 3.2 millones de barriles de condensado,

44.7 millones de barriles de líquidos de planta y 70.7

millones de barriles de petróleo equivalente del gas

seco equivalente a líquido, lo que se refleja en pro-

Cuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.

Aceite Condensado

Líquidos de planta Gas seco Total

Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce

2017 Total 8,204.7 68.4 314.5 560.1 9,147.6

Probada 3,987.4 39.6 175.5 312.5 4,515.0

Probable 2,452.7 20.6 100.4 178.8 2,752.5

Posible 1,764.5 8.2 38.6 68.8 1,880.0

2018 Total 7,534.3 32.5 295.6 468.2 8,330.6

Probada 3,557.5 23.0 165.3 261.9 4,007.7

Probable 2,216.1 5.9 93.0 147.3 2,462.3

Posible 1,760.7 3.6 37.2 59.0 1,860.6

2019 Total 7,206.7 20.4 261.7 414.2 7,903.0

Probada 3,253.3 13.3 125.2 198.1 3,589.9

Probable 2,171.7 3.9 91.8 145.4 2,412.9

Posible 1,781.7 3.2 44.7 70.7 1,900.3

Distribución de las reservas

70

porciones de la siguiente manera, 93.8 por ciento de

aceite crudo, 0.2 por ciento de condensado, 2.4 por

ciento de líquidos de planta y 3.7 por ciento de gas

seco equivalente a líquido.

5.2 Subdirección de Producción Bloques Aguas

Someras AS02

La subdirección se ubica en aguas territoriales del

Golfo de México, en una porción comprendida en la

plataforma y talud continental del Golfo de México,

está integrada por 30 asignaciones de extracción y

16 de exploración y extracción.

Al 1 de enero de 2019, los activos integrales de pro-

ducción Bloque AS02-03 y Bloque AS02-04 confor-

man la estructura organizacional de la Subdirección

de Producción Bloques Aguas Someras AS02, algu-

nas de sus funciones son: diseñar las estrategias

para administrar la producción de hidrocarburos,

coordinar el desarrollo de las asignaciones, la explo-

tación y recolección de hidrocarburos, proponer la

estrategia de reclasificación de reservas probables, y

coordinar la incorporación y reclasificación de reser-

vas, delimitación de yacimientos y desarrollo de los

campos bajo su responsabilidad.

Actualmente la subdirección administra 46 campos,

de los cuales 3 campos fueron descubiertos durante

2018 y actualmente se encuentran en estudio y ges-

tión para su desarrollo. La producción diaria de aceite

y gas natural de la subdirección durante el año 2018

promedió 460.0 miles de barriles por día y 1,086.0

millones de pies cúbicos por día, es decir, acumuló

en dicho año 167.9 millones de barriles de aceite y

396.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natu-

ral, lo que significó aportar 25.5 y 22.7 por ciento de

la producción total de Petróleos Mexicanos de aceite

y gas, respectivamente.

Dentro de los objetivos estratégicos de Petróleos

Mexicanos está la incorporación de volúmenes de

hidrocarburos que van orientados a restituir la pro-

ducción de los yacimientos existentes. Dicha incor-

poración por concepto de adiciones exploratorias se

ha concentrado de manera importante en la Subdi-

rección de Producción Bloques Aguas Someras

AS02. Estos descubrimientos han permitido contri-

buir en la restitución de las reservas de hidrocarbu-

ros para Petróleos Mexicanos.

Como resultado de la actividad exploratoria durante el

año 2018, se descubrieron los campos Mulach, Manik

NW y Cahua, ubicados en la porción marina de las

Cuencas del Sureste, incorporando una reserva 3P de

195.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente. De continuar esta tendencia, las actividades de

exploración y explotación apoyarán la reposición de

las reservas por medio de descubrimientos y la recla-

sificación de los volúmenes de los campos existentes.

5.2.1 Evolución de los volúmenes originales

Al 1 de enero de 2019, el volumen original probado

de aceite de la Subdirección de Producción Bloques

Aguas Someras AS02 es 20,863 millones de barriles,

lo cual representa 14 por ciento del volumen de Pe-

mex en dicha categoría. En particular, el Activo Inte-

gral de Producción Bloque AS02-03 contiene la ma-

yor parte del volumen original con 15,206 millones de

barriles de aceite, es decir, 73 por ciento del total de

la subdirección. Por otro lado, el Activo Integral de

Producción Bloque AS02-04 registra 5,657 millones

de barriles de aceite que representa el 27 por ciento

del volumen en la subdirección. Respecto a los volú-

menes originales probable y posible de aceite, estos

ascienden a 2,689 y 3,561 millones de barriles res-

pectivamente, equivalentes a 9 y 10 por ciento de los

volúmenes de Pemex, respectivamente. El mayor

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

71

volumen original probable de aceite corresponde al

Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 con el

74 por ciento de la subdirección, es decir, 2,002 mi-

llones de barriles de aceite. Por otra parte, el Activo

Integral de Producción Bloque AS02-03 concentra 26

por ciento del volumen original probable regional, que

representa 687 millones de barriles, volumen mayor

con respecto al año anterior básicamente por la ac-

tualización de los modelos estáticos y de las propie-

dades de los fluidos de los campos Homol Btp-ks y

Abkatún Btp-ks-km-ki-H. De los 3,561 millones de

barriles de volumen original posible de aceite, 3,197

millones de barriles corresponden a los campos del

Activo Integral de Producción Bloque AS02-04, y 364

millones de barriles corresponden al Activo Integral

de Producción Bloque AS02-03.

Con relación a los volúmenes originales probados de

gas natural de la Subdirección de Producción Blo-

ques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de 2019

se tienen 26,788 miles de millones de pies cúbicos

en la categoría probada, que constituyen 14 por cien-

to del total de Petróleos Mexicanos. El 59 por ciento

regional corresponde al Activo Integral de Producción

Bloque AS02-03, es decir, 15,929 miles de millones

de pies cúbicos, presentando un ligero incremento

debido a las revisiones de los modelos estáticos y de

las propiedades de los fluidos de los campos Homol

Btp-ks y Abkatún Btp-ks-km-ki-H, en tanto que,

10,858 miles de millones de pies cúbicos están distri-

buidos en los campos del Activo Integral de Produc-

ción Bloque AS02-04, equivalentes al 41 por ciento

de la subdirección. En lo referente a los volúmenes

originales probables de gas natural, éstos ascienden

a 2,635 miles de millones de pies cúbicos, es decir,

muestran una disminución respecto al año anterior,

originado principalmente por actividad exploratoria,

desarrollo y revisión de campos. El 73 por ciento del

volumen original probable de la subdirección corres-

ponde al Activo Integral de Producción Bloque AS02-

04 y 27 por ciento al Activo Integral de Producción

Bloque AS02-03. Para el caso de volúmenes posi-

bles, estos se ubican en 3,255 miles de millones de

pies cúbicos de gas. El Activo Integral de Producción

Bloque AS02-04 engloba 92 por ciento del volumen

original posible de la subdirección, el 8 por ciento

restante les corresponde a los campos del Activo

Integral de Producción Bloque AS02-03. De los 3

campos descubiertos durante 2018 uno se adicionó

al Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 y

dos al Activo Integral de Producción Bloque AS02-04,

lo que ocasionó un incremento en su volumen origi-

nal. El cuadro 5.5 ilustra el comportamiento de los

volúmenes originales de aceite y gas natural en sus

diferentes categorías, reportados al 1 de enero de los

años 2017 a 2019.

5.2.2 Evolución de las reservas

Aceite crudo y gas natural

Las reservas probadas al 1 de enero de 2019 para la

Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-

Cuadro 5.5 Evolución histórica del volumen original de hi-drocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.

Aceite crudo Gas natural

Año Volumen mmb mmmpc

2017 Total 26,448.4 33,810.7

Probado 20,806.8 27,141.5

Probable 2,306.3 3,122.0

Posible 3,335.2 3,547.2

2018 Total 26,920.6 34,453.4

Probado 21,144.5 27,857.1

Probable 2,690.8 3,356.4

Posible 3,085.3 3,239.9

2019 Total 27,113.2 32,678.1

Probado 20,863.1 26,787.6

Probable 2,689.1 2,635.3

Posible 3,561.0 3,255.2

Distribución de las reservas

72

ras AS02 ascienden a 630.2 millones de barriles de

aceite y 1,144.6 miles de millones de pies cúbicos de

gas, lo que representa 11.8 y 12.9 por ciento respec-

tivamente de las reservas probadas a nivel Petróleos

Mexicanos.

En cuanto al inventario de reservas probable y posi-

ble de aceite, éstas ascienden a 660.5 y 848.8 millo-

nes de barriles, contribuyendo con 13.7 y 16.6 por

ciento, respectivamente, a las reservas de Petróleos

Mexicanos de aceite en estas categorías. De esta

forma, las reservas 2P y 3P alcanzan 1,290.7 y

2,139.6 millones de barriles de aceite, respectiva-

mente. Para el gas natural, las reservas probable y

posible se ubican en 952.2 y 971.3 miles de millones

de pies cúbicos, que equivalen a 9.8 y 10.7 por cien-

to del total de Pemex en dichas categorías. Como

resultado de lo anterior, las reservas 2P y 3P alcan-

zan 2,096.8 y 3,068.0 miles de millones de pies cúbi-

cos de gas natural. En las figuras 5.7 y 5.8 se pre-

sentan 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 subdirección, éstas registran valores de 259.6 y

370.6 millones de barriles de aceite, mientras que

para el gas natural se alcanzan 671.1 y 473.4 miles

de millones de pies cúbicos, respectivamente.

La reserva probada de aceite crudo es 630.2 millo-

nes de barriles, y está constituida, en función de su

densidad, por 100.0 millones de barriles de aceite

pesado, equivalente a 15.9 por ciento de la reserva,

361.6 millones de barriles de aceite ligero, lo que

representa el 57.4 por ciento, y 168.6 millones de

barriles restantes corresponden a superligero, es

decir, 26.8 por ciento del total probado de la subdi-

rección. En lo referente a la reserva probada de gas

natural de 1,144.6 miles de millones de pies cúbicos,

ésta se compone de 788.0 miles de millones de pies

cúbicos de gas asociado y 356.6 miles de millones

de pies cúbicos de gas no asociado, lo que equivale

a 68.8 y 31.2 por ciento respectivamente. El cuadro

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

3P de aceite y gas natural. Es importante señalar

que el valor reportado del gas no asociado incluye

las reservas de yacimientos de gas y condensado y

gas húmedo.

La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2019,

administrada por el Activo Integral de Producción

Bloque AS02-04, es de 400.9 millones de barriles,

que representan 7.5 por ciento a nivel nacional,

Figura 5.7 Evolución histórica de las reservas remanen-tes de aceite crudo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.

mmb

868.7 847.8630.2

759.5 821.8

660.5

872.0 814.2

848.8

2017 2018 2019

2,500.2 2,483.9

2,139.6

Posible

Probable

Probada

Figura 5.8 Evolución histórica de las reservas remanen-tes de gas natural en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.

mmmpc

2,031.0 2,117.0

1,144.6

1,432.9 1,520.2

952.2

1,216.8 1,066.2

971.3

2017 2018 2019

4,680.7 4,703.4

3,068.0

Posible

Probable

Probada

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

73

mientras que 229.4 millones de barriles de aceite, 4.3

por ciento de las reservas de la nación, es adminis-

trada por el Activo Integral de Producción Bloque

AS02-03.

La reserva probada de aceite a nivel subdirección

tuvo un decremento neto de 49.7 millones de barri-

les, con respecto a la reportada el 1 de enero de

2018. De ésta la reserva probada desarrollada in-

cremento en 7.9 millones de barriles de aceite,

mientras la reserva probada no desarrollada dismi-

nuyó en 57.7 millones de barriles. Para el Activo

Integral de Producción Bloque AS02-03 presentó un

incremento de 4.0 millones de barriles, resultado de

la sumatoria del incremento en la reserva probada

desarrollada de 27.7 millones y del decremento en

la reserva probada no desarrollada de 23.7 millones

de barriles. Estas variaciones en la reserva probada

de aceite se deben fundamentalmente al concepto

de revisiones, asociado al comportamiento presión-

producción de los campos.

El Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 re-

gistró un decremento en su reserva probada de acei-

te al 1 de enero de 2019 por 53.8 millones de barri-

les. Esto es resultado de los decrementos en la re-

serva probada desarrollada por 19.8 millones de ba-

rriles y 34.0 millones en la probada no desarrollada.

Al 1 de enero de 2019, las reservas probadas de gas

natural de la subdirección de producción ascienden a

1,144.6 miles de millones de pies cúbicos, concen-

trándose 419.4 miles de millones de pies cúbicos en

el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03,

mientras que el Activo Integral de Producción Bloque

AS02-04 participa con 725.2 miles de millones de

pies cúbicos.

La reserva probada de gas natural a nivel subdirec-

ción reporta un decremento neto por 214.3 miles de

millones de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero

de 2018, esta variación se compone por un decre-

mento de 85.1 miles de millones de pies cúbicos de

gas en reserva probada desarrollada y 129.3 miles

de millones de pies cúbicos en la reserva no desarro-

llada, de los cuales el Activo Integral de Producción

Bloque AS02-03 registró un decremento en la reser-

va probada de 197.8 y el Activo Integral de Produc-

ción Bloque AS02-04, disminuyó en 16.5 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural. Las variacio-

nes mencionadas se originan por el efecto de desa-

rrollo y revisión de campos.

Cuadro 5.6 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Blo-ques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de 2019.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 100.0 361.6 168.6 788.0 356.6

Bloque AS02-03 29.3 187.0 13.1 328.6 90.8

Bloque AS02-04 70.8 174.6 155.5 459.4 265.8

2P 390.4 627.6 272.7 1,451.8 644.9

Bloque AS02-03 117.4 265.6 36.0 588.1 90.8

Bloque AS02-04 273.1 362.0 236.7 863.8 554.1

3P 698.8 986.3 454.5 2,097.2 970.8

Bloque AS02-03 144.2 317.0 36.0 636.8 110.0

Bloque AS02-04 554.6 669.3 418.5 1,460.4 860.8

Distribución de las reservas

74

La reserva probable de aceite crudo al 1 de enero de

2019, presenta un decremento de 161.3 millones de

barriles de aceite con respecto al 1 de enero de

2018, resultando del balance del decremento de 87.5

millones de barriles del Activo Integral de Producción

Bloque AS02-04 y el decremento de 73.8 millones de

barriles de aceite del Activo Integral de Producción

Bloque AS02-03, dicho decremento es debido princi-

palmente a las variaciones originadas por el efecto

de desarrollo y revisión de campos.

Respecto a la reserva probable de gas de la subdi-

rección, ésta presentó un incremento de 8.1 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural, con respecto

al 1 de enero de 2018. Esta variación se compone

por el incremento en el Activo Integral de Producción

Bloque AS02-04 de 53.3 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural y el decremento del Activo

Integral de Producción Bloque AS02-03 de 45.3 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural. Los prin-

cipales incrementos se dieron por la incorporación de

los campos Manik NW, Cahua y Mulach, contribuyen-

do con 156.5 miles de millones de pies cúbicos.

Al 1 de enero de 2019, las reservas posibles de acei-

te y gas natural de la subdirección ascienden a 848.8

millones de barriles y 971.3 miles de millones de pies

cúbicos, respectivamente. La reserva posible de

aceite presenta una variación positiva por 34.6 millo-

nes de barriles con respecto a la cifra estimada al 1

de enero de 2018. De los cuales el Activo Integral de

Producción Bloque AS02-03 tuvo un decremento por

4.6 millones de barriles de aceite y el Activo Integral

de Producción Bloque AS02-04 un incremento de

39.2 millones de barriles de aceite crudo, esta varia-

ción se sitúa fundamentalmente en el campo Kab por

desarrollo y en los campos Abkatún y Xanab debido

a su comportamiento dinámico de producción.

En relación con la reserva posible de gas natural de

la subdirección, se observa un decremento de 95.0

miles de millones de pies cúbicos con respecto al 1

de enero de 2018. El Activo Integral de Producción

Bloque AS02-03, registra un decremento de 61.6 y el

Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 tuvo

un decremento por 33.4 miles de millones de pies

cúbicos, no obstante, es importante mencionar que

como resultado del éxito exploratorio se incorporó un

volumen de 41.3 miles de millones de pies cúbicos

de gas, en los campos Manik NW, Cahua y Mulach,

los decrementos se deben a la revisión del comporta-

miento dinámico de los campos en producción. El

Cuadro 5.7 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirec-ción de Producción Bloques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de 2019.

Gas natural

Gas entregado en planta Gas seco

Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc

Probada 1,144.6 894.0 687.9

Bloque AS02-03 419.4 347.5 267.4

Bloque AS02-04 725.2 546.5 420.5

Probable 952.2 693.3 543.4

Bloque AS02-03 259.5 214.0 164.7

Bloque AS02-04 692.7 479.3 378.8

Posible 971.3 677.5 531.5

Bloque AS02-03 68.0 44.0 33.9

Bloque AS02-04 903.3 633.5 497.6

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

75

cuadro 5.7 muestra las reservas de gas natural por

activo en sus diferentes categorías, incluyéndose el

gas entregado en planta y el gas seco.

Petróleo crudo equivalente

La reserva probada de la Subdirección de Produc-

ción Bloques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de

2019, asciende a 867.4 millones de barriles de petró-

leo crudo equivalente y representa el 12.4 por ciento

del total de Pemex. Con relación al 1 de enero de

2018, la reserva presenta una variación negativa de

82.6 millones de barriles. En la figura 5.9, se observa

que el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03

reporta 323.2 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente que representa 37.3 por ciento del total,

teniendo un decremento de 29.8 millones de barriles

con respecto al año anterior. Estos decrementos bá-

sicamente se deben al nuevo planteamiento para la

explotación del casquete de gas del campo Onel.

Por otra parte, el Activo Integral de Producción Blo-

que AS02-04 reporta 544.2 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, lo que significa el 62.7

por ciento del total de la subdirección, presentando

un decremento de 52.8 millones de barriles de petró-

leo crudo equivalente, los cuales se explican princi-

palmente por el comportamiento dinámico del campo

Xanab el cual disminuyó sus reservas en 60.3 millo-

nes de barriles de petróleo crudo equivalente.

La reserva probable de la subdirección al 1 de enero

de 2019 se estima en 835.8 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente. Este volumen representa

12.7 por ciento de la reserva total de Pemex. La figu-

ra 5.10 presenta la distribución de las reservas a ni-

vel activo de producción. Con relación al 1 de enero

de 2018, este volumen de reservas muestra un de-

cremento de 166.7 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. En particular, los campos del Acti-

vo Integral de Producción Bloque AS02-04 presenta-

ron decrementos por un total de 83.7 millones de ba-

rriles de petróleo crudo equivalente, como resultado

del desarrollo y revisiones, en tanto el Activo Integral

de Producción Bloque AS02-03 presenta una varia-

ción negativa de 83.0 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente debido a las revisiones de los cam-

pos por su comportamiento de producción.

Al 1 de enero de 2019, la reserva posible de la subdi-

rección en términos de petróleo crudo equivalente se

estima en 1,021.0 millones de barriles de petróleo

Figura 5.9 Reservas probadas al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.

mmbpce

Figura 5.10 Reservas probables al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.

mmbpce

Distribución de las reservas

76

crudo equivalente, como se muestra en la figura

5.11. Este volumen representa 14.9 por ciento de la

reserva en esta categoría de Petróleos Mexicanos, a

la fecha indicada se presenta un decremento por 4.2

millones de barriles de petróleo crudo equivalente

con relación al año anterior, en tanto que por activo

integral de producción, el Activo Integral de Produc-

ción Bloque AS02-03, reporta un decremento por

18.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalen-

te, y el Activo Integral de Producción Bloque AS02-04

registró una variación positiva de 14.3 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente. La actividad

exploratoria incorporó tres campos nuevos Manik

NW, Cahua y Mulach que en conjunto incorporaron

106.5 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente. Adicionalmente, a nivel subdirección en los

rubros de desarrollo y revisiones se tuvieron decre-

mentos que en conjunto contabilizan 110.7 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. La figura

5.12 ilustra el balance de la reserva 3P de petróleo

crudo equivalente de la subdirección al 1 de enero de

2019 y años anteriores.

Relación reserva-producción

La relación reserva probada-producción de la Subdi-

rección de Producción Bloques Aguas Someras

AS02 es de 3.4 años, considerando una producción

constante de 252.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, para el caso de la reserva 2P la

relación resulta de 6.7 años, mientras que utilizando

la reserva 3P es de 10.8 años. En particular, los acti-

vos de producción Bloque AS02-03 y Bloque AS02-

04, utilizando su reserva probada estos tienen una

relación de 3.6 y 3.3 años respectivamente.

Considerando las reservas 2P de petróleo crudo

equivalente, la relación resulta de 6.4 y 6.9 años para

los activos de producción Bloque AS02-03 y Bloque

Figura 5.11 Reservas posibles al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.

mmbpce

Figura 5.12 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.

mmbpce

50.1

50.7 42.0

40.3

327.3

237.0 276.1

205.4

766.7

547.0 593.3

338.9

2016 2017 2018 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migracionesde campos

2019

3,964.9

3,334.9 3,395.3

Líquidos de plantaCondensado

Aceite

Gas seco equivalente

2,724.2

2,820.82,500.2 2,483.9

2,139.6

195.7

-252.8-164.8

-314.0-135.2

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

77

AS02-04, respectivamente. En el caso de las reser-

vas 3P o totales, los valores son 7.4 años para el

Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 y 12.6

años para el Bloque AS02-04.

Reservas por tipo de fluido

Las reservas de hidrocarburos por tipo de fluido son

mostradas en el cuadro 5.8 referidas a partir del 1 de

enero de 2016, se observa que la reserva probada

remanente de la Subdirección de Producción Blo-

ques Aguas Someras AS02 al cierre de 2018 de

867.4 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente, se compone en 72.7 por ciento de aceite cru-

do, 3.0 por ciento de condensado, 9.1 por ciento de

líquidos de planta y 15.2 por ciento de gas seco equi-

valente a líquido.

Para el caso de la reserva probable de la subdirec-

ción, el volumen de 835.8 millones de barriles de pe-

tróleo crudo equivalente, está constituido por 79.0

por ciento de aceite crudo, 0.8 por ciento de conden-

sado, 7.7 por ciento de líquidos de planta y 12.5 por

ciento de gas seco equivalente a líquido.

La reserva posible de petróleo crudo equivalente de

la subdirección asciende a 1,021.0 millones de barri-

les y está distribuida en 83.1 por ciento de aceite cru-

do, 0.7 por ciento de condensado, 6.1 por ciento de

líquidos de planta y 10.0 por ciento de gas seco equi-

valente a líquido.

5.3 Subdirección de Producción Bloques Norte

El área de las asignaciones pertenecientes a la Sub-

dirección de Producción Bloques Norte comprende

los estados de Coahuila, Hidalgo, Nuevo León, Pue-

bla, San Luis Potosí, Tamaulipas y Veracruz. Actual-

mente la subdirección de producción cuenta con 194

asignaciones: 141 de extracción, 39 a resguardo y 14

de exploración.

Administrativamente, la Subdirección de Producción

Bloques Norte está constituida por tres activos inte-

grales de producción: Bloque N01 (AIPBN01), Bloque

N02 (AIPBN02) y Bloque N03 (AIPBN03), y por la

Gerencia de Administración de Asignaciones Aguas

Profundas. Los activos integrales de producción se

enfocan primordialmente a las actividades de desa-

Cuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.

Aceite Condensado

Líquidos de planta Gas seco Total

Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce

2017 Total 2,500.2 50.7 237.0 547.0 3,334.9

Probada 868.7 21.1 106.5 238.0 1,234.3

Probable 759.5 9.5 51.0 181.5 1,001.5

Posible 872.0 20.1 79.5 127.4 1,099.1

2018 Total 2,483.9 42.0 276.1 593.3 3,395.3

Probada 847.8 21.4 130.3 266.8 1,266.3

Probable 821.8 11.6 66.8 203.5 1,103.8

Posible 814.2 9.0 78.9 123.0 1,025.2

2019 Total 2,139.6 40.3 205.4 338.9 2,724.2

Probada 630.2 26.2 78.7 132.3 867.4

Probable 660.5 6.9 64.0 104.5 835.8

Posible 848.8 7.3 62.7 102.2 1,021.0

Distribución de las reservas

78

rrollo de campos y a la optimización de la operación y

explotación de los mismos. El Activo de Exploración

Aguas Profundas tiene como objetivo principal la adi-

ción de reservas por actividades de esta índole, así

como la evaluación del potencial que presentan las

cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-Misantla y la

porción Norte del Golfo de México Profundo. Asimis-

mo, la Gerencia de Administración de Asignaciones

Aguas Profundas tiene como principal objetivo el

desarrollo de los campos ubicados en aguas profun-

das. Durante el año 2018 en la subdirección se firmó

una migración a un contrato para la exploración y

extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de

licencia en zonas terrestres convencionales y no con-

vencionales referente al área contractual Miquetla del

AIPBN02. Así también, dos migraciones a un contra-

to para la exploración y extracción de hidrocarburos

bajo la modalidad de producción compartida para el

área contractual Misión del AIPBN01 y el área con-

tractual Ébano del AIPBN02.

Debido a la superficie que comprende, la Subdirec-

ción de Producción Bloques Norte opera el mayor

número de campos y consecuentemente registra la

mayor actividad de desarrollo en el país. Asimismo,

produce una gran variedad de hidrocarburos, desde

gas seco y húmedo, gas y condensado, hasta aceite

ligero e incluso aceite pesado. Específicamente, en

los activos integrales de producción BN01 y BN03,

producen en su mayor parte gas no asociado, mien-

tras que el Activo Integral de Producción BN02 es

productor primordialmente de aceite.

Durante el año 2018, la subdirección alcanzó una

producción de hidrocarburos de 32.7 millones de ba-

rriles de aceite y 362.3 miles de millones de pies cú-

bicos de gas natural, los cuales significaron 90.3 mi-

llones de barriles de petróleo crudo equivalente. Lo

que representó con respecto a la producción de Pe-

mex, el 5.0, 20.7 y 9.9 por ciento de aceite, gas natu-

ral y petróleo crudo equivalente respectivamente.

Con respecto a las actividades de desarrollo realiza-

das durante 2018, la subdirección presenta el mayor

número de pozos terminados con 99 principalmente

en el AIPBN02 con 82, en el AIPBN01 con 11 y el

AIPBN03 con 6.

Durante 2018 la actividad exploratoria en esta subdi-

rección se enfocó a la delimitación de dos campos,

en aguas profundas del Norte del Golfo de México el

campo Doctus, con el pozo Doctus-1DL incorporó el

yacimiento Wilcox 200, en la porción terrestre en la

Cuenca de Veracruz el campo Ixachi, con el pozo

Ixachi-1DL ratificó el yacimiento Cretácico, juntos

contribuyen con una incorporación de reserva 3P que

asciende a 941.7 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente.

5.3.1 Evolución de los volúmenes originales

Los volúmenes originales de aceite y gas natural du-

rante los últimos tres años se muestran en el cuadro

Cuadro 5.9 Evolución histórica del volumen original de hi-drocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Norte.

Aceite crudo Gas natural

Año Volumen mmb mmmpc

2017 Total 87,019.7 108,523.4

Probado 38,680.7 70,183.4

Probable 21,333.4 14,642.8

Posible 27,005.6 23,697.2

2018 Total 87,753.5 111,762.1

Probado 37,755.8 69,743.2

Probable 21,677.6 15,812.1

Posible 28,320.1 26,206.8

2019 Total 90,647.5 122,018.9

Probado 38,873.8 74,957.4

Probable 23,058.5 18,501.8

Posible 28,715.2 28,559.7

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

79

5.9. Se observa que el volumen probado de la subdi-

rección, al 1 de enero de 2019, alcanzó 38,873.8 mi-

llones de barriles de aceite, que representa el 25.2

por ciento del volumen de aceite de Pemex. En cuan-

to al volumen probado de gas natural, la subdirección

tiene 74,957.4 miles de millones de pies cúbicos, que

significa 39.0 por ciento del total de Pemex. El

AIPBN02 posee los mayores volúmenes probados

con 37,061.6 millones de barriles de aceite y 46,367.9

miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que

significan 95.3 y 61.9 por ciento del total de la subdi-

rección. El AIPBN03 presenta un volumen de aceite

de 1,703.9 millones de barriles y 10,804.3 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural, de este últi-

mo volumen el mayor porcentaje es de gas no asocia-

do, el campo Ixachi delimitado en 2018 en rocas del

Cretácico Superior ha contribuido en la documenta-

ción de estos volúmenes de aceite y gas alcanzados.

Finalmente, el AIPBN01 presenta el volumen original

de aceite más bajo con 108.3 millones de barriles de

aceite debido a que es un activo netamente productor

de gas no asociado y donde el volumen reportado es

de 17,785.3 miles de millones de pies cúbicos.

Los volúmenes originales probables de aceite y gas

natural de la subdirección son 23,058.5 millones de

barriles y 18,501.8 miles de millones de pies cúbi-

cos, respectivamente. Las cifras anteriores represen-

tan 80.7 y 77.9 por ciento de los totales de Pemex

correspondientes. El AIPBN02 presenta el mayor

volumen probable de la subdirección con 22,747.5

millones de barriles de aceite y 14,664.9 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural que, con

respecto a los volúmenes probables de aceite y gas

natural de la subdirección, significan 98.7 y 79.3 por

ciento respectivamente. El AIPBN01 tiene volúme-

nes originales probables de aceite y gas natural por

0.2 millones de barriles y 1,513.9 miles de millones

de pies cúbicos, respectivamente. Mientras que los

volúmenes originales probables del AIPBN03 regis-

traron un incremento quedando con 310.8 millones

de barriles de aceite y 2,322.9 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural.

Los volúmenes originales posibles de aceite y gas

natural reportados por la subdirección al 1 de enero

de 2019 alcanzan 28,715.2 millones de barriles y

28,559.7 miles de millones de pies cúbicos, respecti-

vamente. Estos volúmenes, a nivel Pemex, represen-

tan 82.2 por ciento para el aceite y 82.1 por ciento

para el gas. A nivel activo, el AIPBN02 presenta el

mayor volumen posible de la subdirección con

28,515.0 millones de barriles de aceite y 24,956.9

miles de millones de pies cúbicos de gas natural que,

con respecto a los volúmenes posibles de aceite y

gas natural de la subdirección, significan 99.3 y 87.4

por ciento respectivamente. El AIPBN01 no contabili-

za volúmenes originales posibles de aceite, en cuan-

to a su volumen original de gas natural este es de

2,022.4 miles de millones de pies cúbicos. Los volú-

menes originales posibles del AIPBN03 ascendieron

a 200.3 millones de barriles de aceite y 1,580.3 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural.

Es de suma importancia hacer referencia que los

campos del AIPBN01 y del AIPBN03 producen gas

no asociado principalmente, por eso es conveniente

subdividir los volúmenes originales de gas natural en

asociado y no asociado.

Los volúmenes originales de gas natural asociado y

no asociado en la categoría probada, alcanzan

47,080.2 y 27,877.3 miles de millones de pies cúbi-

cos, respectivamente. En el caso del volumen origi-

nal de gas asociado, el mayor porcentaje a nivel sub-

dirección corresponde al AIPBN02 con 95.8 por cien-

to, en tanto que para el volumen de gas no asociado

el mayor porcentaje se ubica en el AIPBN01 con 62.6

Distribución de las reservas

80

por ciento. Específicamente, el volumen original pro-

bado de gas no asociado está conformado en su ma-

yor parte por gas húmedo no asociado con 13,189.1

miles de millones de pies cúbicos, seguido del gas

seco cuyo volumen se encuentra en 9,298.8 miles de

millones de pies cúbicos, en tanto 5,389.4 miles de

millones de pies cúbicos corresponden a yacimientos

de gas y condensado.

El volumen original probable de gas natural al 1 de

enero de 2019 alcanzó 18,501.8 miles de millones de

pies cúbicos, correspondiendo al volumen de gas

asociado 13,883.6 miles de millones de pies cúbicos

y 4,618.2 miles de millones de pies cúbicos al gas no

asociado. El AIPBN02 concentra los mayores volú-

menes de gas asociado con 99.8 por ciento. El volu-

men original probable de gas no asociado está con-

formado por 2,298.4 de gas y condensado, 1,903.3

miles de millones de pies cúbicos de gas húmedo no

asociado y 416.5 miles de millones de pies cúbicos

de gas seco.

Finalmente, el volumen original posible de gas natu-

ral alcanza 28,559.7 miles de millones de pies cúbi-

cos; específicamente, 24,970.2 miles de millones de

pies cúbicos son atribuibles a volúmenes originales

de campos de gas asociado y 3,589.4 miles de millo-

nes de pies cúbicos corresponden a volúmenes de

campos de gas no asociado. Los mayores volúme-

nes originales en la categoría posible de gas asocia-

do, se ubica en los campos del AIPBN02 con

24,956.9 miles de millones de pies cúbicos o 99.9 por

ciento. Mientras que los correspondientes volúmenes

originales posibles de gas no asociado se ubican en

los campos del AIPBN01, que concentra 2,014.2 mi-

les de millones de pies cúbicos, es decir, 56.1 por

ciento y en el AIPBN03 que ascienden a 1,575.2 mi-

les de millones de pies cúbicos, los cuales represen-

tan un 43.9 por ciento. Los volúmenes originales de

gas no asociado en la subdirección están conforma-

dos por 1,001.3 miles de millones de pies cúbicos de

gas seco, 1,030.7 miles de millones de pies cúbicos

de gas húmedo, y 1,557.4 de gas y condensado.

Aceite crudo y gas natural

Al 1 de enero de 2019, los volúmenes originales de

aceite y gas de la Subdirección Producción Bloques

Norte presentan un incremento en la categoría pro-

bada de 1,118.0 millones de barriles de aceite y

5,214.3 miles de millones de pies cúbicos de gas na-

tural, respectivamente.

En comparación con el año anterior, el volumen origi-

nal de aceite en la categoría probable, al 1 de enero

de 2019, la Subdirección de Producción Bloques Nor-

te registra un incremento de 1,380.9 millones de ba-

rriles. En cuanto al volumen original probable de gas

natural de la subdirección, también se registra un

incremento con respecto al año anterior por 2,689.6

miles de millones de pies cúbicos, debido principal-

mente a la delimitación del campo Ixachi.

El volumen original de aceite crudo de la categoría

posible de la subdirección presenta un incremento de

395.1 millones de barriles, con respecto al año ante-

rior. En cuanto al volumen original de gas natural po-

sible, también se observa un incremento por 2,352.8

miles de millones de pies cúbicos. El AIPBN02 pre-

senta un incremento por 364.0 millones de barriles

de aceite y 2,488.0 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural y se debe principalmente a la revisión

de volúmenes originales en sus campos.

5.3.2 Evolución de las reservas

Las reservas probadas de la subdirección al 1 de

enero de 2019 son de 838.6 millones de barriles de

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

81

aceite y 3,970.3 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural. Respecto a las reservas probadas desa-

rrolladas, alcanzan 269.7 millones de barriles de

aceite y 1,444.0 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural, mientras que las no desarrolladas son

568.9 millones de barriles de aceite y 2,526.3 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural.

En cuanto a las reservas probables, éstas alcanzaron

1,835.3 millones de barriles de aceite y 6,989.4 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras

que las reservas posibles son de 2,301.4 millones de

barriles de aceite y 6,805.9 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural. Con respecto a las reservas

2P de la subdirección, es decir, la adición de las re-

servas probadas más probables, éstas se sitúan en

2,673.9 millones de barriles de aceite y 10,959.7 mi-

les de millones de pies cúbicos de gas natural y las

reservas 3P o adición de las reservas probadas más

probables más posibles, se ubicaron en 4,975.4 mi-

llones de barriles de aceite y 17,765.6 miles de millo-

nes de pies cúbicos de gas natural.

En las figuras 5.13 y 5.14 se observa la evolución

histórica de las reservas remanentes de crudo y gas

natural en las categorías probada, probable y posi-

ble. Asimismo, el cuadro 5.10 presenta la composi-

ción de acuerdo con el tipo de fluido y para cada uno

de los activos que conforman la subdirección, en tér-

minos de las reservas 1P o probada, 2P y 3P.

Con respecto a las reservas probadas totales de Pe-

mex al 1 de enero de 2019, la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Norte representa el 15.7 y 44.8 por

ciento para aceite y gas natural, respectivamente.

En relación con las reservas probadas a nivel subdi-

rección, los mayores volúmenes de reservas de

aceite se ubican en el AIPBN02 con 655.8 millones

de barriles que representa el 78.2 por ciento. Res-

pecto a la reserva probada de gas natural no asocia-

do el AIPBN01 tiene 977.9 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural, que con relación a la reserva

probada de gas de la subdirección representa el

24.6 por ciento.

La reserva probada desarrollada de aceite de la Sub-

dirección de Producción Bloques Norte es 8.3 por

ciento con respecto al total de Pemex, en tanto que

la reserva probada desarrollada de gas natural equi-

vale a 28.7 por ciento del volumen total de Pemex. A

nivel subdirección, la reserva probada desarrollada

Figura 5.13 Evolución histórica de las reservas rema-nentes de aceite crudo de la Subdirección de Produc-ción Bloques Norte.

Figura 5.14 Evolución histórica de las reservas rema-nentes de gas natural de la Subdirección de Producción Bloques Norte.

mmb

788.2 740.3 838.6

1,623.5 1,669.01,835.3

2,463.0 2,272.62,301.4

2017 2018 2019

4,874.74,681.9

4,975.4

Posible

Probable

Probada

mmmpc

2,643.8 2,758.83,970.3

4,678.3 5,152.3

6,989.4

5,698.26,403.4

6,805.9

2017 2018 2019

13,020.314,314.5

17,765.6

Posible

Probable

Probada

Distribución de las reservas

82

de aceite del AIPBN02 representa el 84.7 por ciento.

En cuanto a la reserva de gas natural en la misma

categoría, el AIPBN01 concentra 46.3 por ciento del

volumen de la subdirección.

Referente a las reservas probadas no desarrolladas

de aceite y gas natural de la subdirección represen-

tan 27.6 y 66.2 por ciento, respectivamente, de los

totales de Pemex. El AIPBN02 representa el porcen-

taje más elevado de las reservas de crudo de la sub-

dirección en esta categoría con 75.1 por ciento, de la

misma forma, concentra el porcentaje más elevado

de las reservas probadas no desarrolladas de gas

natural de la subdirección, con 45.4 por ciento.

La subdirección representa el 38.0 por ciento de las

reservas probables de aceite y 72.0 por ciento de las

reservas probables de gas natural a nivel Pemex. El

AIPBN02 contiene los mayores volúmenes de reser-

vas probables de aceite y gas natural, tanto a nivel

subdirección como de Pemex con 1,608.4 millones

de barriles de aceite y 4,535.6 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural. Estos volúmenes de re-

servas representan a nivel subdirección el 87.6 y

64.9 por ciento para las reservas de aceite y gas na-

tural, respectivamente; mientras que a nivel Pemex

representan el 33.3 y 46.7 por ciento para las reser-

vas de aceite y gas natural, respectivamente.

Al 1 de enero de 2019 las reservas posibles de la

subdirección son 2,301.4 millones de barriles de

aceite y 6,805.9 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural, lo cual representa el 44.9 y 74.8 por

ciento respectivamente, del total de Pemex. El

AIPBN02 concentra los mayores volúmenes de re-

servas posibles de crudo y gas natural, en un contex-

to a nivel subdirección, representan el 93.1 y 75.3 por

ciento de las reservas de aceite y gas natural, res-

pectivamente. Mientras que a nivel Pemex, las reser-

vas de aceite y gas natural del AIPBN02 representan

41.8 y 56.4 por ciento, respectivamente.

Las reservas 3P de la subdirección, es decir, la adi-

ción de las reservas probada, probable y posible al-

canzan 4,975.4 millones de barriles de aceite y

17,765.6 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural. Estos volúmenes de reservas permiten a la

Subdirección de Producción Bloques Norte tener el

Cuadro 5.10 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Bloques Norte, al 1 de enero de 2019.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 408.1 280.7 149.8 1,282.3 2,688.1

Bloque N01 0.0 0.0 0.0 9.5 968.4

Bloque N02 406.4 241.8 7.7 1,198.9 393.3

Bloque N03 1.7 39.0 142.1 73.9 1,326.4

2P 1,257.1 974.9 441.9 5,254.8 5,704.9

Bloque N01 0.0 0.0 0.0 17.5 1,570.4

Bloque N02 1,253.3 926.7 84.2 5,158.3 969.4

Bloque N03 3.8 48.2 357.7 79.1 3,165.0

3P 1,931.6 1,927.6 1,116.2 10,305.3 7,460.4

Bloque N01 0.0 0.0 0.0 18.2 1,968.4

Bloque N02 1,927.8 1,875.8 604.1 10,207.0 1,045.2

Bloque N03 3.8 51.7 512.1 80.1 4,446.8

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

83

32.5 por ciento de las reservas totales de aceite de

Pemex y 64.2 por ciento de las reservas totales de

gas natural. En particular, el AIPBN02 posee los por-

centajes más altos de reservas 3P de crudo y gas de

la subdirección: 4,407.7 millones de barriles y

11,252.2 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural, estos volúmenes representan 88.6 por ciento

de la reserva 3P de aceite y 63.3 por ciento del volu-

men para el gas natural a nivel subdirección.

Aceite crudo y gas natural

La reserva probada de aceite de la subdirección al 1

de enero de 2019 alcanzó 838.6 millones de barriles

que, al compararla con el año pasado, significó una

variación positiva de 131 millones de barriles. A nivel

activo, el AIPBN02 presentó una variación positiva de

13.1 millones de barriles de aceite. En el AIPBN03 se

delimitó el campo Ixachi que incorporó 110.2 millones

de barriles de aceite a la reserva probada.

Al 1 de enero de 2019, la reserva probada de gas

natural a nivel subdirección asciende a 3,970.3 miles

de millones de pies cúbicos. El AIPBN02 presentó

una variación negativa de 109.4 miles de millones los

cuales se vieron compensados con la variación posi-

tiva del AIPBN01 y AIPBN03 con 221.9 y 880.7 miles

de millones de pies cúbicos, respectivamente. A nivel

subdirección se presenta un incremento de 1,212.1

miles de millones de pies cúbicos, con respecto al

año anterior.

Referente a la reserva probable de aceite al 1 de

enero de 2019, la Subdirección de Producción Blo-

ques Norte alcanzó 1,835.3 millones de barriles de

aceite y 6,989.4 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural. Con respecto al año anterior, se regis-

tran variaciones positivas en aceite y gas natural por

166.3 millones de barriles y 1,261.0 miles de millones

de pies cúbicos, respectivamente. Prácticamente la

totalidad del incremento de las reservas de aceite y

gas se ubicó en el AIPBN03 con 173.2 millones de

barriles y 1,359.5 miles de millones de pies cúbicos,

debido a la delimitación del campo Ixachi.

Al 1 de enero de 2019, la reserva posible de aceite

de la subdirección registra una variación positiva de

28.8 millones de barriles con respecto a los valores

Cuadro 5.11 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirec-ción de Producción Bloques Norte, al 1 de enero de 2019.

Gas natural

Gas entregado en planta Gas seco

Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc

Probada 3,970.3 3,278.9 3,197.3

Bloque N01 977.9 773.5 752.0

Bloque N02 1,592.2 1,115.1 1,056.5

Bloque N03 1,400.3 1,390.4 1,388.8

Probable 6,989.4 6,097.6 5,798.3

Bloque N01 610.0 490.4 477.3

Bloque N02 4,535.6 3,764.6 3,478.4

Bloque N03 1,843.8 1,842.6 1,842.6

Posible 6,805.9 5,869.4 5,355.1

Bloque N01 398.7 316.5 305.8

Bloque N02 5,124.4 4,271.3 3,767.6

Bloque N03 1,282.8 1,281.7 1,281.7

Distribución de las reservas

84

del año 2018, esta variación positiva se ubicó en el

AIPBN03 con 98.5 millones de barriles, misma que

se vio disminuida por el decremento registrado en el

AIPBN02 por 69.7 millones de barriles, en relación a

la reserva posible de gas natural la subdirección pre-

sentó un incremento de 402.5 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural con respecto a las cifras

al 1 de enero de 2018, este aumento en la reserva se

ubicó de igual manera en el AIPBN03 con 621.6 mi-

les de millones de pies cúbicos, producto de la deli-

mitación del campo Ixachi. El AIPBN02 presentó un

decremento por 163.6 miles de millones de pies cúbi-

cos de gas natural. Las reservas posibles de la sub-

dirección al 1 de enero de 2019 son de 2,301.4 millo-

nes de barriles de aceite y 6,805.9 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural. La distribución de las

reservas remanentes de gas por activo se muestra

en el cuadro 5.11.

Petróleo crudo equivalente

En términos de reservas probadas de petróleo crudo

equivalente, el valor reportado por la Subdirección de

Producción Bloques Norte, al 1 de enero de 2019, es

de 1,505.2 millones de barriles, lo que a nivel Pemex

representa 21.5 por ciento. La figura 5.15 ilustra la

distribución por activo de estas reservas. Al comparar

estas reservas con las del año anterior, se registra

una variación positiva de 285.7 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, donde la mayor varia-

ción está en el AIPBN03. Respecto a la reserva pro-

bable, expresada en petróleo crudo equivalente, di-

cho volumen asciende a 3,092.7 millones de barriles,

el cual representa el 46.8 por ciento del total de Pe-

mex, figura 5.16. Con referencia al año anterior, la

subdirección registra un incremento en la reserva de

274.3 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente, a nivel activo la mayor variación se presenta en

el AIPBN03 con 440.4 millones de barriles.

En relación a la reserva posible de petróleo crudo

equivalente, ésta alcanzó 3,567.2 millones de barri-

les, que significa el 52.2 por ciento del volumen total

de Pemex. La figura 5.17 ilustra la distribución de la

reserva posible en los activos que conforman la Sub-

dirección de Producción Bloques Norte. En compara-

ción al año anterior, se presenta una variación nega-

tiva de reservas por 13.2 millones de barriles. Siendo

el AIPBN02, el que presenta dicho decremento con

225.2 millones de barriles, el cual se ve compensado

con una variación positiva en el AIPBN03 con 227.2

millones de barriles.

Figura 5.15 Reservas probadas al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Norte.

Figura 5.16 Reservas probables al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Norte.

mmbpce mmbpce

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

85

La adición de las reservas probada, probable y posi-

ble, es decir, la reserva 3P de la subdirección al 1 de

enero de 2019 alcanza 8,165.1 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, cifra que significa el

39.9 por ciento de la reserva de Pemex en esta ca-

tegoría. A nivel subdirección, el AIPBN02 representa

78.1 por ciento de la reserva 3P. La reserva 3P pre-

senta una variación positiva de 546.8 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, en compara-

ción con la evaluación al 1 de enero de 2018, aun

cuando en el AIPBN02 registra una variación negati-

va en esta categoría de reserva de 406.7 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. El

AIPBN03 tuvo una variación positiva de 959.5 millo-

nes de barriles de petróleo crudo equivalente debido

principalmente a la delimitación del campo Ixachi. La

figura 5.18 presenta los elementos de cambio para

la reserva 3P de la Subdirección de Producción Blo-

ques Norte.

Relación reserva-producción

La relación reserva-producción de la reserva probada

de la Subdirección de Producción Bloques Norte al 1

de enero de 2018 en petróleo crudo equivalente es

de 16.7 años, valor obtenido considerando una reser-

va probada de 1,505.2 millones de barriles de petró-

leo crudo equivalente y una producción en 2018 de

90.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalen-

te. Para el caso de la relación reserva-producción del

aceite, para la misma categoría, el valor es de 25.7

años, cifra obtenida a partir de una reserva de 838.6

millones de barriles de aceite y una producción de

32.7 millones de barriles de aceite. El valor alcanza-

do para la relación reserva-producción del gas es de

11.0 años, cantidad obtenida a partir de una reserva

probada de gas natural de 3,970.3 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural y una producción de

362.3 miles de millones de pies cúbicos.

Figura 5.17 Reservas posibles al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Produc-ción Bloques Norte.

Figura 5.18 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Norte.

mmbpce

mmbpce

23.7

34.534.0

42.3694.7

622.7645.8

388.2

2,066.9

2,001.8 2,182.12,759.3

2016 2017 2018 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migracionesde campos

2019

7,093.67,533.7 7,543.8

Líquidos de plantaCondensado

Aceite

Gas seco equivalente

8,165.1957.4

-118.7 -77.4 -49.8

4,308.44,874.7 4,681.9

4,975.4

-90.3

Distribución de las reservas

86

Cuando se considera la suma de las reservas proba-

das y probables, es decir, la reserva 2P, la relación

reserva-producción de la Subdirección de Producción

Bloques Norte para petróleo crudo equivalente, acei-

te y gas natural resulta en 50.9, 81.8 y 30.3 años,

respectivamente. Para la reserva total o 3P, la cual

resulta de adicionar las reservas probadas, probables

y posibles, la relación reserva-producción en petróleo

crudo equivalente, aceite y gas natural alcanza 90.5,

152.2 y 49.0 años, respectivamente.

Reservas por tipo de fluido

El cuadro 5.12 presenta la evolución histórica de las

reservas por tipo de fluido para la de la Subdirección

de Producción Bloques Norte. De esta forma, se pue-

de determinar que 55.7 por ciento de su reserva pro-

bada corresponde a crudo, 40.8 por ciento a gas se-

co equivalente a líquido, 2.6 por ciento son líquidos

de planta y el 0.8 por ciento corresponde al conden-

sado. Asimismo, la reserva probable de la subdirec-

ción está compuesta de 59.3 por ciento de aceite,

36.0 por ciento del volumen corresponde a gas seco

equivalente a líquido, 4.3 por ciento se refiere a líqui-

dos de planta y el 0.3 por ciento es condensado. Por

último, la reserva posible de la subdirección se con-

forma de 64.5 por ciento de aceite, 28.9 por ciento de

gas seco equivalente a líquido, 6.1 por ciento son

líquidos de planta y un porcentaje mínimo es decir el

0.5 por ciento corresponde al condensado.

5.4. Subdirección de Producción Bloques Sur

El área de las asignaciones pertenecientes a la Sub-

dirección de Producción Bloques Sur comprende los

estados de Campeche, Chiapas, Tabasco y Vera-

cruz. Actualmente esta subdirección de producción

cuenta con 84 asignaciones: 71 de extracción, 6 a

resguardo y 7 de exploración/extracción. Consideran-

do las asignaciones de extracción y exploración se

tienen 79 campos distribuidos en sus cuatro activos

integrales de producción: Activo Integral de Produc-

ción Bloque S01, Activo Integral de Producción Blo-

que S02, Activo Integral de Producción Bloque S03 y

el Activo Integral de Producción Bloque S04. El ma-

yor número de campos pertenece al Activo Integral

de Producción Bloque S01 que posee 24 campos, le

sigue el Activo Integral de Producción Bloque S03

Cuadro 5.12 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Norte.

Aceite Condensado

Líquidos de planta Gas seco Total

Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce

2017 Total 4,874.7 34.5 622.7 2,001.8 7,533.7

Probada 788.2 15.9 84.6 411.1 1,299.8

Probable 1,623.5 13.4 254.0 701.7 2,592.6

Posible 2,463.0 5.2 284.0 889.0 3,641.2

2018 Total 4,681.9 34.0 645.8 2,182.1 7,543.8

Probada 740.3 14.5 75.8 415.6 1,246.2

Probable 1,669.0 12.5 253.5 782.3 2,717.2

Posible 2,272.6 7.0 316.5 984.2 3,580.4

2019 Total 4,975.4 42.3 388.2 2,759.3 8,165.1

Probada 838.6 12.5 39.2 614.8 1,505.2

Probable 1,835.3 10.1 132.4 1,114.9 3,092.7

Posible 2,301.4 19.6 216.5 1,029.6 3,567.2

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

87

con 22 campos, el Activo Integral de Producción Blo-

que S04 con 17 campos y finalmente el Activo Inte-

gral de Producción Bloque S02 con 16 campos. En el

transcurso del año 2018 en la Subdirección de Pro-

ducción Bloques Sur se tuvo una migración a un

Contrato de Exploración y Extracción, bajo la modali-

dad de producción compartida, el cual contempla los

campos Santuario, el Golpe y Caracolillo; asimismo

se firmaron adicionalmente dos nuevos contratos

bajo la modalidad de licencia compartida que inclu-

yen los campos Ogarrio y Cárdenas-Mora.

El aporte de producción de hidrocarburos durante el

año 2018 de la Subdirección de Producción Bloques

Sur fue de 79.2 millones de barriles de aceite y 316.9

miles de millones de pies cúbicos de gas natural, los

cuales significaron 147.1 millones de barriles de pe-

tróleo crudo equivalente. Lo que representó con res-

pecto a la producción total de Pemex, el 12.0, 18.1 y

16.1 por ciento de aceite, gas natural y petróleo cru-

do equivalente respectivamente.

5.4.1. Evolución de los volúmenes originales

El volumen original probado de aceite de la Subdirec-

ción de Producción Bloques Sur presentó una varia-

ción porcentual positiva de 1.7 con respecto al ejerci-

cio anterior, situándose en 33,828.5 millones de ba-

rriles de aceite. El 68.0 por ciento del volumen origi-

nal probado de la subdirección se encuentra distribui-

do en los activos integrales de producción Bloque

S02 y Bloque S03, que juntos contabilizan 23,010.1

millones de barriles de aceite; de los cuales 11,395.4

millones de barriles de aceite corresponden al Activo

Integral de Producción Bloque S02 y 11,614.6 millo-

nes de barriles de aceite al Activo Integral de Produc-

ción Bloque S03. En comparación a lo establecido al

1 de enero de 2018, el Activo Integral de Producción

Bloque S03 presentó un incremento en su volumen

original probado de 499.5 millones de barriles de

aceite, es decir un 4.5 por ciento, mientras que el

Activo Integral de Producción Bloque S02 tuvo un

decremento de 182.2 millones de barriles de aceite,

lo que representa una disminución del 1.6 por ciento.

El resto del volumen original probado se encuentra

distribuido en los activos integrales de producción

Bloque S04 y Bloque S01, que juntos concentran

32.0 por ciento, es decir 10,818.4 millones de barri-

les, de los cuales 5,451.7 millones corresponden al

Activo Integral de Producción Bloque S04 y 5,366.7

millones de barriles al Activo Integral de Producción

Bloque S01.

La Subdirección de Producción Bloques Sur repre-

senta el 4.9 por ciento del volumen original probable

de aceite total existente para Petróleos Mexicanos,

alcanzando 1,388.1 millones de barriles. Se tuvo un

incremento de 3.3 por ciento de acuerdo con el ejer-

cicio anterior 2018, como resultado de las activida-

des de desarrollo y revisión. El 79.3 por ciento del

volumen original probable se concentra en los acti-

vos integrales de producción Bloque S03 y Bloque

S02, es decir 1,100.6 millones de barriles de aceite.

El 20.7 por ciento restante se encuentra distribuido

en los campos de los activos integrales de produc-

ción Bloque S04 y Bloque S01 con 287.5 millones

de barriles.

El volumen original posible de aceite, en compara-

ción al ejercicio 2018, sufrió una variación positiva de

109.2 millones de barriles, esto significó el 7.7 por

ciento. Por lo tanto, los valores del volumen original

de aceite posible para el 1 de enero de 2019 ascien-

den a 1,533.8 millones de barriles, que representa el

4.4 por ciento del volumen total de Pemex. El 65.8

por ciento del total se ubica en el Activo Integral de

Producción Bloque S02, que cuenta con 1,009.0 mi-

llones de barriles.

Distribución de las reservas

88

Citando al volumen de gas natural probado de la sub-

dirección al 1 de enero de 2019, cuenta con 65,164.1

miles de millones de pies cúbicos, es decir, posee

33.9 por ciento del total del volumen probado de Pe-

mex. Los activos que poseen mayor volumen de gas

son los activos integrales de producción Bloque S01

y Bloque S02 que representan el 68.4 por ciento, cu-

ya suma es equivalente a 44,544.6 miles de millones

de pies cúbicos. El 31.6 por ciento restante está dis-

tribuido en los activos integrales de producción Blo-

que S03 y Bloque S04 y corresponde a 20,619.5 mi-

les de millones de pies cúbicos.

Al 1 de enero de 2019, se calculó para la Subdirec-

ción de Producción Bloques Sur un volumen original

probable de gas natural de 2,198.7 miles de millo-

nes de pies cúbicos, lo que representa un aumento

de 3.6 por ciento en comparación a lo estimado en

el ejercicio anterior. El 75.8 por ciento del volumen

original probable de la subdirección se encuentra

distribuido en los activos integrales de producción

Bloque S01 y Bloque S03 y el 24.2 por ciento res-

tante en los activos integrales de producción Bloque

S02 y Bloque S04.

Con respecto al volumen original posible de gas na-

tural, esta subdirección de producción cuenta con

2,719.7 miles de millones de pies cúbicos, lo que re-

presentó 9.9 por ciento más con respecto al 1 de

enero de 2018. El 83.2 por ciento del volumen origi-

nal posible se concentra en los activos integrales de

producción Bloque S02 y Bloque S03 y el 16.8 por

ciento restante se concentra en los activos integrales

de producción Bloque S01 y Bloque S04. El cuadro

5.13 ilustra el comportamiento de los volúmenes ori-

ginales de aceite y gas natural para el periodo 2016-

2019 en sus diferentes categorías.

Aceite crudo y gas natural

El volumen original de aceite total 3P, que representa

la adición de las categorías de reservas probada,

probable y posible, presentó un incremento de 2.0

por ciento en comparación con el año 2018, situán-

dose en 36,750.4 millones de barriles. Los campos

que presentaron los incrementos más importantes

son: Moloacán, Chocol, Cibix, Sini y Cinco Presiden-

tes. El campo Moloacán en el año 2018 fue Asignado

a Resguardo a Petróleos Mexicanos por parte de la

CNH incorporando un volumen de 221.7 millones de

barriles de aceite. Los campos Chocol y Cibix se

anexaron como campos nuevos, sumando 128.6 y

119.9 millones de barriles de aceite respectivamente;

en el campo Sini se realizó la actualización y un nue-

vo cálculo de balance de materia teniendo un incre-

mento de 27.8 millones de barriles de aceite y por

último en el campo Cinco Presidentes se incorporó el

Bloque del pozo 937 y se realizó una actualización

de Boi y Rsi en el área Flanco, dando pauta a un in-

cremento de 19.4 millones de barriles.

Los campos que presentaron los principales decre-

mentos fueron Sen, Pareto y Terra. En el campo

Sen se realizó una actualización del volumen origi-

Cuadro 5.13 Evolución histórica del volumen original de hidrocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Sur.

Aceite crudo Gas natural

Año Volumen mmb mmmpc

2017 Total 36,520.6 70,034.2

Probado 33,670.4 65,580.8

Probable 1,312.7 1,846.1

Posible 1,537.5 2,607.3

2018 Total 36,027.6 69,860.5

Probado 33,259.3 65,261.4

Probable 1,343.7 2,123.4

Posible 1,424.6 2,475.8

2019 Total 36,750.4 70,082.6

Probado 33,828.5 65,164.1

Probable 1,388.1 2,198.7

Posible 1,533.8 2,719.7

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

89

nal por método volumétrico y por balance de mate-

ria, en donde ser reflejo una disminución de 285.0

millones de barriles. En Pareto se desincorporó el

área Oeste del campo por resultados negativos en

pozos perforados, disminuyendo 68.7 millones de

barriles de aceite su volumen. Se tuvo una desincor-

poración debido a los resultados del pozo delimita-

dor Terra-2DL que no encontró el yacimiento JSK

productor en los bloques aledaños del campo; por

tal motivo disminuyó su volumen en 33.8 millones

de barriles de aceite.

Con respecto al gas natural de la subdirección, el

volumen original total o 3P, tuvo un incremento de

222.1 miles de millones de pies cúbicos, es decir 0.3

por ciento con respecto a lo reportado en 2018. El

volumen total o 3P de gas al 1 de enero de 2019 al-

canzó la cifra de 70,082.6 miles de millones de pies

cúbicos. Los principales incrementos del volumen de

gas se presentaron en los campos Moloacán, Cho-

col, Cibix y Sini cuyas causas ya se mencionaron en

la sección de aceite. No obstante, también algunos

campos presentaron decrementos en su volumen

original 3P, siendo los campos Sen, Pareto y Terra

aquellos cuyos decrementos fueron de mayor impac-

to; su explicación ya se dio anteriormente.

Respecto al volumen original de aceite probado al 1

de enero de 2019, tuvo un incremento de 569.2 millo-

nes de barriles. Los principales campos que incre-

mentaron su volumen original de aceite probado son

Moloacán, Cibix, Chocol y Cinco Presidentes. El

campo Moloacán en el año 2018 fue Asignado a

Resguardo a Petróleos Mexicanos por parte de la

CNH incorporando un volumen de 221.7 millones de

barriles de aceite. Los campos Chocol y Cibix se

anexaron como campos nuevos, sumando 63.0 y

119.9 millones de barriles de aceite respectivamente

y el campo Cinco Presidentes se incorporó el Bloque

del pozo 937 y se realizó una actualización de Boi y

Rsi en el área Flanco, dando pauta a un incremento

de 30.1 millones de barriles. El único campo que re-

gistró un decremento en su volumen original de acei-

te probado es Sen debido a la actualización del ba-

lance de materia y del método volumétrico. Con rela-

ción al volumen original probado de gas natural resul-

tó con un decremento de 97.3 miles de millones de

pies cúbicos, al igual que en el aceite, el campo Sen

tuvo un decremento de 724.6 millones de barriles.

Con respecto al volumen original de aceite probable

al 1 de enero de 2019, se tiene un incremento de

44.4 millones de barriles. Este incremento se debe a

los campos Sini con un incremento de 27.5 millones

de barriles debido a la actualización de su balance de

materia y la adición del bloque adyacente al Este del

bloque productor y al campo Chocol con 22.0 millo-

nes de barriles por la adición por la incorporación

como campo nuevo. Citando al volumen original pro-

bable de gas natural al 1 de enero de 2019 resultó

con un incremento de 75.4 miles de millones de pies

cúbicos. Al igual que para el caso del volumen origi-

nal probable de aceite, los incrementos tuvieron lugar

en los campos Sini y Chocol con 63.3 y 16.4 miles de

millones de pies cúbicos respectivamente.

El volumen original posible tanto de aceite como para

el gas de la Subdirección de Producción Bloques Sur

resultó con un incremento de 109.2 millones de barri-

les de aceite y 244.0 miles de millones de pies cúbi-

cos de gas, el cual se originó principalmente por la

incorporación del campo Chocol como campo nuevo.

5.4.2 Evolución de las reservas

Al 1 de enero de 2019, las reservas probadas de

aceite de la Subdirección de Producción Bloques Sur

representan el 11.5 por ciento de las reservas proba-

Distribución de las reservas

90

das totales y se ubican en 610.7 millones de barriles.

Con respecto al gas, la subdirección aporta el 21.8

por ciento del total de la reserva probada, es decir,

1,934.0 miles de millones de pies cúbicos. Desglo-

sando las reservas probadas; las probadas desarro-

lladas de aceite y gas natural representan el 12.3 y

26.0 por ciento del total, respectivamente, equivalen-

tes a 401.4 millones de barriles y 1,312.3 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural. Por otra par-

te, las reservas probadas no desarrolladas alcanzan

209.3 millones de barriles de aceite y 621.7 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural, es decir el

10.1 y 16.3 por ciento del total de PEP, respectiva-

mente. Los campos con mayor participación para las

reservas probadas desarrolladas en la subdirección

son el campo Jujo-Tecominoacán con 37.7 millones

de barriles de aceite y 197.3 miles de millones de

pies cúbicos de gas y el complejo Antonio J. Bermú-

dez con 37.4 millones de barriles de aceite y 108.4

miles de millones de pies cúbicos de gas.

Con relación a las reservas 2P de la Subdirección de

Producción Bloques Sur al 1 de enero de 2019, se

situaron en 774.8 millones de barriles de aceite y

2,391.1 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural. Con respecto a la reserva total o 3P, ésta es

de 970.8 millones de barriles de aceite y 3,065.7 mi-

les de millones de pies cúbicos de gas natural. En

las figuras 5.19 y 5.20 se muestran las variaciones

de las reservas de aceite y gas natural durante los

últimos tres años.

La distribución por activo de las reservas 1P, 2P y 3P

de aceite clasificadas como pesado, ligero y superli-

gero; y para el gas, en términos de asociado y no

asociado se indican en el cuadro 5.14. El gas no aso-

ciado incluye los yacimientos de gas y condensado,

gas húmedo y gas seco. Tomando en cuenta la clasi-

ficación del aceite por su calidad, la Subdirección de

Producción Bloques Sur posee el 32.3 por ciento de

la reserva probada de aceite superligero con respec-

to al total de Pemex, 30.1 por ciento de aceite ligero

y 2.3 por ciento de aceite pesado. Los activos inte-

grales de producción que poseen los mayores volú-

menes de reservas probadas de aceite superligero

en la subdirección de producción son el Activo Inte-

gral de Producción Bloque S02 con 69.0 millones de

barriles de aceite lo que representa el 45.5 por ciento

y el Activo Integral de Producción Bloque S03 con

35.2 por ciento. Con respecto al aceite ligero, el acti-

vo que concentra más de la mitad de las reservas de

este tipo de aceite es el Activo Integral de Producción

Figura 5.19 Evolución histórica de las reservas rema-nentes de aceite crudo de la Subdirección de Produc-ción Bloques Sur.

Figura 5.20 Evolución histórica de las reservas rema-nentes de gas natural de la Subdirección de Producción Bloques Sur.

mmb

893.0

660.9 610.7

144.9

146.0164.1

264.3

231.0196.0

2017 2018 2019

1,302.2

1,038.0970.8

Posible

Probable

Probada

mmmpc

2,734.62,213.6

1,934.0

335.5

442.4457.1

589.3

721.5

674.7

2017 2018 2019

3,659.43,377.5

3,065.7

Posible

Probable

Probada

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

91

Bloque S03 con el 58.1 por ciento, es decir 218.7

millones de barriles de aceite. En relación con la re-

serva probada de gas natural, para la Subdirección

de Producción Bloques Sur el 73.7 por ciento es gas

asociado y 26.3 por ciento corresponde a gas no

asociado. Los activos que contienen la mayor canti-

dad de gas asociado son el Activo Integral de Pro-

ducción Bloque S03 y el Activo Integral de Produc-

ción Bloque S02 con 746.6 y 393.2 miles de millones

de gas asociado respectivamente, la suma de ambos

activos integrales de producción representa el 80.0

por ciento de gas asociado en la subdirección.

La reserva probable de aceite de la Subdirección de

Producción Bloques Sur es de 164.1 millones de

barriles de aceite, lo que representa 3.4 por ciento

de la reserva probable total de Petróleos Mexicanos.

Para el gas natural, su reserva probable alcanza

457.1 miles de millones de pies cúbicos, aportando

el 4.7 por ciento del total. Con respecto a la reserva

posible, la Subdirección de Producción Bloques Sur

contribuye con 3.8 y 7.4 por ciento del total de aceite

y gas respectivamente, es decir con 196.0 millones

de barriles de aceite y 674.7 miles de millones de

pies cúbicos de gas.

Aceite crudo y gas natural

Las cifras de reserva probada de aceite en compa-

ración al ejercicio anterior en la Subdirección de

Producción Bloques Sur muestran un incremento de

4.4 por ciento, debido a la incorporación de 28.9

millones de barriles en los conceptos de comporta-

miento, desarrollo, delimitación, descubrimiento y

revisión de campos. La reserva probada al 1 de

enero de 2019 se encuentra alrededor de los 610.7

millones de barriles de aceite.

Los principales campos que incrementaron su valor

de reserva en esta categoría son Caparroso-Pijije-

Escuintle, Rabasa, Tupilco, Puerto Ceiba, Terra y

Sini. El campo Caparroso-Pijije-Escuintle mostro un

aumento de 6.0 millones de barriles de aceite debido

a la producción y presión en los pozos productores

Cuadro 5.14 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Bloques Sur, al 1 de enero de 2019.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 82.9 376.2 151.6 1,424.6 509.4

Bloque S01 1.6 10.4 25.8 79.0 418.0

Bloque S02 43.0 62.8 69.0 393.2 66.0

Bloque S03 20.3 218.7 53.4 746.6 25.1

Bloque S04 18.0 84.3 3.3 205.8 0.4

2P 120.3 451.5 203.0 1,610.0 781.0

Bloque S01 3.5 14.8 43.5 98.9 586.2

Bloque S02 67.7 67.4 81.3 421.0 147.0

Bloque S03 27.2 251.7 73.9 817.9 47.0

Bloque S04 21.8 117.6 4.3 272.3 0.7

3P 187.4 495.8 287.6 1,755.9 1,309.9

Bloque S01 3.5 16.0 43.5 101.1 586.2

Bloque S02 132.2 67.4 131.4 433.0 675.9

Bloque S03 29.4 271.4 106.1 892.4 47.0

Bloque S04 22.3 140.9 6.6 329.4 0.7

Distribución de las reservas

92

del bloque llamado Escuintle Bloque-II se han mante-

nido por encima de lo pronosticado. Para el caso del

campo Rabasa se observó un incremento de reserva

de 5.5 millones de barriles de aceite por el comporta-

miento de producción de pozos del campo y conside-

ración de una menor declinación para las intervencio-

nes programadas en esta categoría. El campo Tupil-

co mostró una adición de 5.4 millones de barriles de

aceite ya que durante el periodo de producción 2018

tuvo una menor declinación, permitiendo tener mayor

recuperación en los pozos productores y en las termi-

naciones programadas en esta categoría. Los pozos

productores del campo Puerto Ceiba a nivel Cretáci-

co y Jurásico mostraron un mejor comportamiento de

producción y presión que lo pronosticado en el ejerci-

cio de reservas anterior, lo que ocasionó un incre-

mento de 5.2 millones de barriles de aceite. Con lo

que respecta al campo Terra se tuvo un incremento

en la reserva probada, debido a la delimitación del

bloque Sur del campo por el pozo Terra 2DL, resul-

tando productor e incorporando un volumen de reser-

va probada de 4.7 millones de barriles de aceite en el

yacimiento cretácico. El flujo fraccional de agua en

los pozos productores del campo Sini se ha manteni-

do estable, mostrando un mantenimiento en la pro-

ducción de aceite, es por esta razón que para este

campo se cuantificaron 4.0 millones de barriles de

aceite adicional al ciclo anterior. Aunado a estos

campos se tuvo un incremento de 4.5 millones de

barriles de aceite por el descubrimiento e incorpora-

ción del campo Chocol.

Los campos cuyos decrementos tuvieron mayor im-

pacto en las cifras a nivel subdirección son los cam-

pos Tintal, Chinchorro, Chiapas-Copanó, Giraldas y

Guaricho con una disminución de 3.9, 3.5, 2.3, 2.1 y

2.1 millones de barriles de aceite respectivamente.

Tintal y Chinchorro desincorporaron reservas debido

a su comportamiento de la producción de hidrocarbu-

ro en ambos campos observando una mayor declina-

ción debida al incremento del flujo fraccional del agua

y disminución de la presión. Los campos Chiapas-

Copanó y Giraldas sufrieron un cambio en el tipo de

fluido a reportar, cambiando de un aceite volátil a gas

y condensado; y por último el campo Guaricho cuyo

decremento de reservas probadas fue por el resulta-

do de 2 intervenciones a pozos del bloque principal

del campo durante 2018, los cuales manifiestan alto

porcentaje de agua y originaron la cancelación de 3

reparaciones mayores en el mismo bloque.

Al 1 de enero de 2019, las reservas probadas de gas

natural de la Subdirección de Producción Bloques

Sur, al igual que el aceite, presentó un incremento en

comparación al ejercicio anterior de 37.3 miles de

millones de pies cúbicos, que representa el 1.7 por

ciento. Las reservas probadas se estimaron en

1,934.0 miles de millones de pies cúbicos de gas na-

tural. Los principales campos que mostraron un in-

cremento de gas fueron Terra, Íride, Rabasa, Capa-

rros-Pijije-Escuintle, Teotleco y Giraldas. El campo

Terra tuvo un incremento de 27.9 miles de millones

de pies cúbicos de gas debido a la delimitación del

bloque Sur del campo por el pozo Terra 2DL, resul-

tando productor e incorporando un volumen de reser-

va probada. Referente al campo Íride se cuantifico

una reserva adicional de 20.7 miles de millones de

pies cúbicos derivado al incremento de la RGA de los

pozos Íride 1143, 2154, 2156 y 3124. Para el campo

Rabasa, este tuvo un incremento de 16.4 miles de

millones de pies cúbicos originado por el buen com-

portamiento de producción de pozos del campo, con-

siderando una menor declinación para las interven-

ciones programadas en esta categoría. Con respecto

al campo Caparroso-Pijije-Escuintle mostró un au-

mento de 16.1 millones de pies cúbicos de gas debi-

do a que la producción y presión en los pozos pro-

ductores del bloque llamado Escuintle Bloque-II se

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

93

han mantenido estable. La producción de los pozos

del bloque III del campo Teotleco a lo largo del año

2018 se ha mantenido con una declinación menor a

la estimada, esto dio pauta a que se tuviera un incre-

mento de 14.4 miles de millones de pies cúbicos de

gas. Lo que corresponde al campo Giraldas se docu-

mentó una reserva incremental de 12.4 miles de mi-

llones de pies cúbicos de gas, este efecto se originó

por comportamiento y estabilidad de la presión y el

flujo fraccional de agua del campo clasificando las

reparaciones mayores de los pozos Giraldas-119 y

Giraldas-139 de probables a probadas.

Los decrementos en la reserva probada de gas en la

Subdirección de Producción Bloques Sur de mayor

relevancia se presentaron en los campos Jujo-

Tecominoacán, Samaria y Chinchorro. Para el campo

Jujo-Tecominoacán se tuvo un decremento de 26.8

miles de millones de pies cúbicos de gas ya que se

tuvo una mayor declinación de la producción en los

pozos productores con alta RGA y un mayor incre-

mento del flujo fraccional de agua en el campo con

respecto a lo estimado, por tal motivo se cancelaron

dos reparaciones mayores por alto riesgo dinámico y

se cerraron pozos por alto porcentaje de nitrógeno.

El campo Samaria reflejó una disminución de 22.7

miles de millones de pies cúbicos debido a que los

resultados de las intervenciones realizadas en el

campo a lo largo del año 2018 mostraron menores

producciones de gas y como consecuencia menor

RGA, por lo cual, se ajustó la RGA de 18 reparacio-

nes mayores futuras, consideradas en la categoría

de reservas PDNP, así como la desincorporación de

la localización del pozo Samaria-4121. Por último, el

campo Chinchorro que presentó una disminución de

13.9 miles de millones de pies cúbicos de gas debido

a los resultados no favorables en una reparación ma-

yor realizada al pozo Chinchorro-2 y al comporta-

miento de producción de gas durante el año 2018.

Las reservas probables de aceite se estimaron con

un incremento de 18.1 millones de barriles de acei-

te, lo que representa un 12.4 por ciento con respec-

to al ejercicio anterior. Al 1 de enero de 2019, la re-

serva probable se situó en 164.1 millones de barriles

de aceite. Los principales campos que presentaron

un incremento de reserva de aceite en la categoría

probable fueron: Castarrical, Tintal, Cibix, Íride y Sini

con un incremento de 8.7, 5.8, 3.2, 2.4 y 2.3 millo-

nes de barriles respectivamente. El incremento de

reserva de aceite en esta categoría en el campo

Castarrical se debió a que se tuvo una menor decli-

nación de la producción y a la propuesta de cuatro

nuevas localizaciones (Castarrical-90, Castarrical-

91, Castarrical-92 y Castarrical-93) de acuerdo con

la actualización del estudio sísmico. El campo Tintal

incremento su reserva probable debido a que se

realizó un nuevo modelo geológico y se programa-

ron cuatro nuevas localizaciones (Tintal-7D, Tintal-

90, Tintal-31D y Tintal-41D) en nuevas áreas de

oportunidad. Cibix se incorporó por descubrimiento

con la perforación del pozo Cibix-1. En el campo

Íride se reclasificó reserva de cuatro localizaciones

del yacimiento Arenas 1, 4 y 6 de posible a proba-

ble. Por último, el campo Sini cuyo incremento fue

por la adición de una localización (Sini-13) en el blo-

que adyacente al bloque productor. Los campos que

mostraron una disminución de aceite en la reserva

probable fueron los campos Magallanes-Tucán-

Pajonal con un decremento de 4.6 millones de barri-

les de aceite por reclasificación de 21 reparaciones

mayores del Área Central de reservas probables a

reservas posibles, así como 3 terminaciones reubi-

cadas en el Área 400-900 del campo, y Madrefil y

Paché que en su conjunto disminuyeron 6.4 millones

de barriles de aceite, Madrefil debido a la cancela-

ción de 2 reparaciones mayores de los pozos Ma-

drefil-31 y Madrefil-32 como resultado de la perfora-

ción del pozo Madrefil-131 resultando no productor y

Distribución de las reservas

94

para el caso de Paché debido al comportamiento de

la producción de aceite del campo, se cancelan las

dos localizaciones Pache-41 y Pache-42.

Citando al gas natural, la reserva probable se en-

cuentra en 457.1 miles de millones de pies cúbicos al

1 de enero de 2019. Esta cifra representa un incre-

mento de 14.7 miles de millones de pies cúbicos con

respecto al valor reportado el 1 de enero de 2018.

Este incremento se debió principalmente a los cam-

pos Sini, Cibix, Íride y Castarrical. El campo Sini

mostró un incremento de 9.9 miles de millones de

pies cúbicos debido a la adición de una localización

(Sini-13) en el bloque adyacente al bloque productor.

Cibix incorporó 6.1 miles de millones de pies cúbicos

por descubrimiento con el pozo Cibix-1. El campo

Íride reportó un incremento de 5.9 miles de millones

de pies cúbicos derivado al incremento de la produc-

ción de gas de 4 pozos mesozoicos cercanos al cam-

po Samaria, esto por la disminución de la presión

debido a la cancelación del proyecto de manteni-

miento de presión (inyección de nitrógeno); y por últi-

mo el campo Castarrical incorporó 5.3 miles de millo-

nes de pies cúbicos por una menor declinación de la

producción y propuesta de cuatro nuevas localizacio-

nes (Castarrical-90, Castarrical-91, Castarrical-92 y

Castarrical-93) de acuerdo con la actualización del

estudio sísmico. Los campos que mostraron los de-

crementos más importantes en la reserva probable

de gas fueron los campos Magallanes-Tucán-Pajonal

con un decremento de 6.1 miles de millones de pies

cúbicos por la reclasificación de 21 reparaciones ma-

yores del Área Central de reservas probables a re-

servas posibles, así como 3 terminaciones reubica-

das en el Área 400 y 900 del campo y los campos

Giraldas, Paché y Madrefil que en conjunto disminu-

yeron 17.0 miles de millones de pies cúbicos de gas

debido a las mismas circunstancias ya mencionadas

para el caso del aceite.

La reserva posible de aceite de la Subdirección de

Producción Bloques Sur al 1 de enero de 2019 pre-

senta un decremento de 35.0 millones de barriles de

aceite, se ubica en 196.0 millones de barriles, que

con respecto al año anterior se tiene una variación

negativa de 15.2 por ciento. Los principales campos

que presentan decremento en su reserva posible son:

Terra, Puerto Ceiba y Samaria. El campo Terra tuvo

una reducción en su reserva posible de aceite de 21.2

millones de barriles de aceite debido a los resultados

de la prueba extendida de presión-producción realiza-

da en el pozo delimitador Terra 2DL, perforado en el

bloque Sur del campo; en dicha prueba se identificó

que el volumen hidrocarburos en este bloque era me-

nor de lo estimado, reduciendo la actividad física, por

lo que se cancelaron 4 localizaciones con objetivo

JSK (Terra-147, Terra-148, Terra-149 y Terra-321) y

3 reparaciones mayores (Terra-147, Terra-149 y Te-

rra-321) planeadas para explotar el yacimiento del

Cretácico. En el campo Puerto Ceiba se estimó su

reserva 9.2 millones de barriles de aceite por debajo

a comparación del ejercicio anterior, debido a la can-

celación de las localizaciones Puerto Ceiba-127 y

Puerto Ceiba-170 al no resultar rentables. En el cam-

po Samaria, se tuvo una disminución de 4.5 millones

de barriles de aceite debido a la reclasificación de

reservas de 22 reparaciones mayores en el yacimien-

to Arenas 6, 4 y 1 de posible a probada. Los campos

que mayor reserva incorporaron en este rubro fueron

Tintal y Magallanes-Tucán-Pajonal con un incremento

de reservas de 2.2 y 4.6 millones de barriles de aceite

respectivamente. Para el campo Tintal el incremento

tuvo razón de ser por la incorporación de dos nuevas

localizaciones Tintal-21D y Tital-24D en el bloque

adyacente al productor de acuerdo con la actualiza-

ción del modelo estático y Magallanes-Tucán-Pajonal

se reclasificó reserva probable a posible por la recla-

sificación de 21 reparaciones mayores del Área Cen-

tral, así como 3 terminaciones reubicadas en el Área

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

95

400 y 900 del campo. Las reservas posibles de gas

natural presentan un decremento con respecto al año

anterior por 46.9 miles de millones de pies cúbicos,

por lo que la reserva remanente alcanza un valor al 1

de enero de 2019 de 674.7 miles de millones de pies

cúbicos. El decremento de mayor impacto fue ocasio-

nado por el campo Terra con 60.8 miles de millones

de pies cúbicos de gas, mismas razones que para el

caso del aceite ya explicadas anteriormente; y los

campos Puerto Ceiba y Madrefil que juntos disminu-

yeron 10.0 miles de millones de pies cúbicos de gas,

Para el caso de Puerto Ceiba se cancelaron las locali-

zaciones Puerto Ceiba-127 y Puerto Ceiba-170, no

siendo rentables por su alto costo y para Madrefil por

el resultado no satisfactorio del pozo Madrefil-131,

resultando no productor, cancelando las localizacio-

nes Madrefil-24 y Madrefil-34. El campo que reflejó de

mayor crecimiento en su reserva posible de gas es el

campo Magallanes-Tucán-Pajonal con 7.2 miles de

millones de pies cúbicos de gas. En el cuadro 5.15 se

muestra la distribución por activo de las reservas de

gas natural, gas entregado en planta y gas seco.

Petróleo crudo equivalente

Al 1 de enero de 2019, la reserva total o 3P de petró-

leo crudo equivalente de la Subdirección de Produc-

ción Bloques Sur, representa el 8.1 por ciento del

total de Pemex y está calculada en 1,660.3 millones

de barriles. Esta cifra en comparación a la del año

2018, presenta un decremento del 0.7 por ciento. Los

mayores volúmenes de reservas 3P de petróleo cru-

do equivalente se concentran en los activos integra-

les de producción Bloque S03 y Bloque S02 con

623.6 y 590.1 millones de barriles, respectivamente,

representando 73.1 por ciento de la subdirección. La

figura 5.21 ilustra el balance de la reserva 3P de pe-

tróleo crudo equivalente de la subdirección al 1 de

enero de 2019 y años anteriores.

De la reserva probada total de Petróleos Mexicanos,

1,047.9 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente pertenecen a la Subdirección de Producción

Bloques Sur, lo que representa el 14.9 por ciento,

figura 5.22. En comparación con el ejercicio anterior

Cuadro 5.15 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirec-ción de Producción Bloques Sur, al 1 de enero de 2019.

Gas natural

Gas entregado en planta Gas seco

Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc

Probada 1,934.0 1,825.8 1,452.0

Bloque S01 497.0 488.6 391.6

Bloque S02 459.1 455.0 359.0

Bloque S03 771.7 754.9 595.9

Bloque S04 206.2 127.3 105.5

Probable 457.1 421.7 336.7

Bloque S01 188.1 185.6 148.5

Bloque S02 108.9 107.9 85.1

Bloque S03 93.2 87.8 69.5

Bloque S04 66.8 40.4 33.5

Posible 674.7 643.7 509.1

Bloque S01 2.2 2.1 1.6

Bloque S02 540.8 536.2 423.1

Bloque S03 74.6 73.3 57.8

Bloque S04 57.1 32.1 26.6

Distribución de las reservas

96

se tiene un incremento de 20.4 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, originado principal-

mente por los campos Terra, con un incremento de

11.0 millones de barriles debido a una reclasificación

por delimitación, Caparroso-Pijije-Escuintle que au-

mentó su reserva 9.5 millones de barriles por actuali-

zación de su volumen original y por la propuesta del

pozo Escuintle-144 en el Bloque Escuintle B-II, Raba-

sa que tuvo un incrementó de 8.1 millones de barriles

por el comportamiento de producción de los pozos

del campo y se considera una menor declinación pa-

ra las intervenciones programadas en esta categoría,

Puerto Ceiba que tuvo un aumento de 6.8 millones

de barriles ocasionado por una menor declinación del

yacimiento, Tupilco con un aumento de 6.1 millones

de barriles donde se observa una menor declinación

del yacimiento y se proponen localizaciones cerca-

nas a las fallas, Sini que incrementa 5.6 millones de

barriles por actualización de volumen original y Cho-

col y Cibix que adicionan 5.4 y 4.8 millones de barri-

les respectivamente por descubrimiento.

Las reservas probables de la Subdirección de Produc-

ción Bloques Sur al 1 de enero de 2019, alcanzó

264.2 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente, valor que representa 4.0 por ciento del total de

las reservas probables pertenecientes a Pemex, figu-

ra 5.23. Comparándolo con el ejercicio anterior, se

Figura 5.21 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Sur.

Figura 5.22 Reservas probadas al 1 de enero de 2019, distribui-das por activo en la Subdirección de Producción Bloques Sur.

mmbpce

42.1 18.4

10.313.6

430.6299.4

277.5234.1

716.9

512.4

493.4441.8

2016 2017 2018 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migracionesde campos

2019

3,021.9

2,132.4

1,819.2

Líquidos de planta

Condensado

Aceite

Gas seco equivalente

1,660.3

7.7 8.1 4.4

-147.1

1,832.3 1,302.21,038.0 970.8

-32.0

mmbpce

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

97

tuvo un incremento de 18.5 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, originado principalmente

por los campos Castarrical que incrementó 9.9 millo-

nes de barriles su reserva probable debido a la pro-

puesta de nuevas localizaciones generadas con la

actualización del estudio sísmico, Tintal que tuvo un

aumento de 5.8 millones de barriles originado por la

propuesta de 4 nuevas localizaciones en el bloque

adyacente a partir de la actualización del estudio sís-

mico, Sini tuvo un incremento de 4.6 millones de barri-

les por incorporación del bloque adyacente al Este del

bloque productor, Cibix adicionó 4.3 millones por des-

cubrimiento e Íride adicionó 3.7 millones de barriles

debido al incremento en la producción de gas por

apertura de pozos con menor volumen de nitrógeno.

En lo correspondiente a la reserva posible al 1 de

enero de 2019, la Subdirección de Producción Blo-

ques Sur contribuye con 348.2 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, lo que representa el

5.1 por ciento de la reserva a nivel Pemex. Con res-

pecto al ejercicio 2018 se tiene una ligera disminu-

ción de 50.8 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, lo que representa una variación del 12.7

por ciento. Esta reducción se debe principalmente a

los campos que disminuyeron sus reservas en esta

categoría que son Terra con 35.7 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente debido a que tuvo una

desincorporación del yacimiento Sur del Jurásico Su-

perior Kimmeridgiano y reclasificó en los yacimientos

del Cretácico, Puerto Ceiba con 10.6 millones de ba-

Figura 5.23 Reservas probables al 1 de enero de 2019, distribui-das por activo en la Subdirección de Producción Bloques Sur.

mmbpce

Figura 5.24 Reservas posibles al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Sur.

mmbpce

Distribución de las reservas

98

rriles de petróleo crudo equivalente debido a la can-

celación de localizaciones posibles que no resultaron

rentables por requerir una alta inversión, Samaria

con 4.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente por reclasificación de reservas posibles a pro-

badas y Madrefil con 3.8 millones de barriles de pe-

tróleo crudo equivalente por la cancelación de inter-

venciones mayores debido a los resultados del pozo

Madrefil-131. Los campos Tupilco y Valeriana tam-

bién tuvieron una reducción en esta categoría de 2.3

millones de barriles cada uno, el primero se debió a

que el campo presentó mayor declinación y el segun-

do a que se modificó su plan de explotación. En la

figura 5.24 se muestra la participación de los activos

integrales en las reservas posibles de la Subdirec-

ción de Producción Bloques Sur.

Relación reserva-producción

Para la reserva probada al 1 de enero de 2019, la

relación reserva-producción de la Subdirección de

Producción Bloques Sur alcanzó un valor de 7.1

años, cifra que se obtuvo a partir de una reserva de

1,047.9 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente y una producción de 147.1 millones de barri-

les de petróleo crudo equivalente. Para la suma de

las reservas probadas y probables de petróleo crudo

equivalente, es decir, la reserva 2P, la relación reser-

va-producción es 8.9 años, mientras que para la re-

serva 3P o total resulta de 11.3 años. El Activo Inte-

gral de Producción Bloque S03 presenta las mayores

relaciones reserva-producción de la subdirección en

la categoría de reservas probadas, 2P y 3P con 13.9,

16.3 y 18.4 años, respectivamente.

Considerando las reservas de aceite 1P, 2P y 3P,

y una producción anual de 79.2 millones de barri-

les de aceite en el año 2018, las relaciones reser-

va-producción de aceite para la subdirección son

7.7, 9.8 y 12.3 años, respectivamente. El Activo

Integral de Producción Bloque S03 presenta la ma-

yor relación reserva-producción de aceite en sus

categorías 1P, 2P y 3P con 13.7, 16.5 y 19.0 años,

respectivamente.

Con respecto al gas natural, la relación reserva pro-

bada-producción de la Subdirección de Producción

Bloques Sur es de 6.1 años, considerando una reser-

Cuadro 5.16 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Sur.

Aceite Condensado

Líquidos de planta Gas seco Total

Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce

2017 Total 1,302.2 18.4 299.4 512.4 2,132.4

Probada 893.0 15.8 222.6 381.2 1,512.7

Probable 144.9 1.4 26.9 46.8 219.9

Posible 264.3 1.2 49.9 84.4 399.8

2018 Total 1,038.0 10.3 277.5 493.4 1,819.2

Probada 660.9 7.9 182.3 323.4 1,174.5

Probable 146.0 1.2 35.1 63.4 245.7

Posible 231.0 1.3 60.0 106.6 399.0

2019 Total 970.8 13.6 234.1 441.8 1,660.3

Probada 610.7 10.4 147.6 279.2 1,047.9

Probable 164.1 1.3 34.1 64.7 264.2

Posible 196.0 1.9 52.4 97.9 348.2

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

99

va de 1,934.0 miles de millones de pies cúbicos y

una producción anual de 316.9 miles de millones de

pies cúbicos y para la reserva 2P y 3P dicha relación

resulta de 7.5 y 9.7 años, respectivamente. El activo

de producción que presenta la mayor relación reser-

va-producción en sus categorías 1P, 2P y 3P es el

Activo Integral de Producción Bloque S03 con 14.3,

16.1 y 17.5 años, respectivamente.

Reservas por tipo de fluido

La reserva probada remanente al 1 de enero de 2019

es de 1,047.9 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, de los cuales el 58.3 por ciento es aceite

crudo, 1.0 por ciento de condensado, 14.1 por ciento

de líquidos de planta y 26.6 por ciento de gas seco

equivalente a líquido. La evolución de las reservas de

hidrocarburos en función del tipo de fluido referidas al

1 de enero de los años 2017 a 2019, se muestra en

el cuadro 5.16.

La reserva probable alcanza un volumen de 264.2

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Está constituida por 62.1 por ciento de aceite crudo,

0.5 por ciento de condensado, 12.9 por ciento de lí-

quidos de planta y 24.5 por ciento de gas seco equi-

valente a líquido. Con respecto a la reserva posible

de petróleo crudo equivalente, ésta asciende a 348.2

millones de barriles y está distribuida en 56.3 por

ciento de aceite crudo, 0.6 por ciento de condensado,

15.0 por ciento de líquidos de planta y 28.1 por ciento

de gas seco equivalente a líquido.

101

Abreviaturas

Concepto

1P Reservas probadas

2D Bidimensional

2P Reservas probadas más probables

3D Tridimensional

3P Reservas probadas más probables más posibles

AAPG American Association of Petroleum Geologists

AE Asignación exploratoria

AIPBAS01-01 Activo Integral de Producción Bloque AS01-01

AIPBAS01-02 Activo Integral de Producción Bloque AS01-02

AIPBAS02-03 Activo Integral de Producción Bloque AS02-03

AIPBAS02-04 Activo Integral de Producción Bloque AS02-04

AIPBN01 Activo Integral de Producción Bloque N01

AIPBN02 Activo Integral de Producción Bloque N02

AIPBN03 Activo Integral de Producción Bloque N03

AIPBS01 Activo Integral de Producción Bloque S01

AIPBS02 Activo Integral de Producción Bloque S02

AIPBS03 Activo Integral de Producción Bloque S03

AIPBS04 Activo Integral de Producción Bloque S04

API American Petroleum Institute

b Barriles

bd Barriles diarios

Boi Factor de volumen inicial del aceite

Btp Brecha

BTU British thermal unit

CAA Contacto agua-aceite

CBM Coal bed methane

CEE Contrato de exploración y extracción

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

COT Carbono orgánico total

cP Centipoise

CPG Complejo procesador de gas

DL Delimitador

102

Concepto

EAGE European Association of Geoscientists and Engineers

Estrg Estrangulador

feem Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo

fegsl Factor de equivalencia de gas seco a líquido

fei Factor de encogimiento por impurezas

felp Factor de encogimiento por licuables en planta

felt Factor de encogimiento por licuables en el transporte

frc Factor de recuperación de condensados

frlp Factor de recuperación de líquidos en planta

gr/cm3 Gramos sobre centímetro cúbico

Hb Espesor bruto

Hn Espesor neto

JSK Jurásico Superior Kimmeridgiano

kg/cm2 Kilogramos sobre centímetro cuadrado

KI Cretácico Inferior

KM Cretácico Medio

km Kilómetros

KS Cretácico Superior

m Metros

mb Miles de barriles

mbpce Miles de barriles de petróleo crudo equivalente

mmb Millones de barriles

mmbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente

mmmb Miles de millones de barriles

mmmbpce Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente

mmmpc Miles de millones de pies cúbicos

mmpc Millones de pies cúbicos

mmpcd Millones de pies cúbicos diarios

mpc Miles de pies cúbicos

N/G Relación neto-bruto

NW Noroeste

OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo

103

Concepto

pc Pies cúbicos

PCE Petróleo crudo equivalente

PDNP Probada desarrollada no produciendo

Pemex Petróleos Mexicanos

PEP Pemex Exploración y Producción

PHIE Porosidad

PRMS Petroleum Resources Management System

PVT Presión Volumen Temperatura

Qg Gasto de gas

Qo Gasto de aceite

RGA Relación gas-aceite

Rsi Relación gas-petróleo en solución inicial

SEC Securities and Exchange Commission

SEG Society of Exploration Geophysicists

SPBAS01 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01

SPBAS02 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02

SPBN Subdirección de Producción Bloques Norte

SPBS Subdirección de Producción Bloques Sur

SPE Society of Petroleum Engineers

SPEE Society of Petroleum Evaluation Engineers

SPWLA Society of Petrophysicists and Well Log Analysts

Sw Saturación de agua

TR Tubería de revestimiento

WPC World Petroleum Council

Yac Yacimiento

105

Glosario

Aceite: Porción de petróleo que existe en fase

líquida en los yacimientos y permanece así en condi-

ciones originales de presión y temperatura. Puede

incluir pequeñas cantidades de substancias que no

son hidrocarburos.

Aceite ligero: La densidad de este aceite es ma-

yor 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 hidrocarbu-

ros en un yacimiento.

Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad

exploratoria. Comprende los descubrimientos y delimi-

taciones de un campo durante el periodo en estudio.

Aguas profundas: Zonas costa afuera donde la

profundidad del agua es mayor o igual a 500 metros,

pero menor a 1,500 metros.

Anticlinal: Configuración estructural de un paquete

de rocas que se pliegan, y en la que las rocas se incli-

nan en dos direcciones diferentes a partir de una cresta.

Área probada: Proyección en planta de la parte

conocida del yacimiento correspondiente al volumen

probado.

Asignación: El acto jurídico administrativo me-

diante el cual el Ejecutivo Federal otorga exclusiva-

mente a un asignatario el derecho para realizar activi-

dades de exploración y extracción de hidrocarburos

en el área de asignación, por una duración específica.

Asignatario: Petróleos Mexicanos o cualquier

otra empresa productiva del Estado que sea titular de

una asignación y operador de un área de asignación.

Barril: Unidad de volumen para petróleo e hidro-

carburos derivados; equivale a 42 galones o 158.9873

litros. Un metro cúbico equivale aproximadamente a

6.2898 barriles.

Bombeo neumático: Sistema artificial de produc-

ción que se emplea para elevar el fluido de un pozo

mediante la inyección de gas a través de la tubería

de producción, o del espacio anular de ésta y la tube-

ría de revestimiento.

Campo: Área consistente de uno o múltiples yaci-

mientos, todos ellos agrupados o relacionados de

acuerdo con los mismos aspectos geológicos estruc-

turales y/o condiciones estratigráficas. Pueden existir

dos o más yacimientos en un campo separados verti-

calmente por una capa de roca impermeable o late-

ralmente por barreras geológicas, o por ambas.

Complejo: Serie de campos que comparten instala-

ciones superficiales de uso común, además de presen-

tar yacimientos con similares condiciones litológicas, es-

tructurales, petrofísicas, sedimentológicas y de fluidos.

Glosario

106

Condensados: Líquidos del gas natural constitui-

dos principalmente por pentanos y componentes de

hidrocarburos 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

cuadrada para la presión y 60 grados Fahrenheit pa-

ra la temperatura.

Cuenca: Receptáculo de grandes dimensiones

donde se deposita una columna de sedimentos prove-

nientes de rocas circundantes preexistentes y que

comparte una historia estratigráfica y tectónica común.

Delimitación: Actividad de exploración que incre-

menta o reduce reservas por medio de la perforación

de pozos delimitadores.

Densidad: Propiedad intensiva de la materia que

relaciona la masa de una sustancia y su volumen a tra-

vés del cociente entre estas dos cantidades. Se expresa

en gramos por centímetro cúbico, o en libras por galón.

Densidad API: Medida de la densidad de los pro-

ductos líquidos del petróleo, derivado a partir de su

densidad relativa de acuerdo con la siguiente ecua-

ción: Densidad API=(141.5/densidad relativa)-131.5.

La densidad API se expresa en grados; así por ejem-

plo 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-

buible a la perforación de pozos exploratorios que

prueban formaciones productoras de hidrocarburos.

Espaciamiento: Distancia óptima entre los po-

zos productores de hidrocarburos de un campo o

un yacimiento.

Espesor neto (Hn): Resulta de restar al espesor

total de un yacimiento las porciones que no tienen

posibilidades de producir hidrocarburos.

Espesor bruto o total (Hb): Espesor que va desde

la cima hasta la base de un yacimiento y está limita-

do por un nivel de agua o por un cambio de facies o

límite de formación.

Estratigrafía: Rama de la geología que estudia el

origen, composición, distribución y sucesión de estra-

tos rocosos que forman la corteza terrestre y su orga-

nización en unidades, dependiendo de sus caracte-

rísticas y su distribución en espacio y tiempo.

Factor de encogimiento por eficiencia en el mane-

jo (feem): Es la fracción de gas natural que resul-

ta 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 corres-

pondiente al campo en estudio.

Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la

fracción que resulta de considerar las impurezas de

gases no hidrocarburos (compuestos de azufre, bi-

óxido de carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el

gas amargo. Se obtiene de la estadística de opera-

ción del último periodo anual del complejo procesa-

dor de gas donde se procesa la producción del cam-

po analizado.

Factor de encogimiento por licuables en el

transporte (felt): Es la fracción que resulta de

considerar a los licuables obtenidos en el trans-

porte a plantas de procesamiento. Se obtiene de

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

107

la estadística del manejo del gas del último perio-

do 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 pe-

riodo anual del complejo procesador de gas donde se

procesa la producción del campo en estudio.

Factor de equivalencia de gas seco a líquido

(fegsl): Factor utilizado para relacionar el gas se-

co a su equivalente líquido. Se obtiene a partir de la

composición molar del gas del yacimiento, conside-

rando 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 exis-

tente 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

condensado 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 por-

ciones líquidas que se recuperan en la planta proce-

sadora de gas natural. Se obtiene de la estadística

de operación del último periodo anual del complejo

procesador de gas donde es procesada la produc-

ción del campo analizado.

Factor de volumen (B): Factor que relaciona la

unidad de volumen de fluido en el yacimiento con la

unidad de volumen en la superficie medido a condi-

ciones estándar. Se tienen factores de volumen pa-

ra el aceite, para el gas, para ambas fases, y para

el agua.

Falla: Discontinuidad en la corteza terrestre que

ocurre de forma natural al ser sometida a grandes

esfuerzos, ocasionando desplazamiento entre los

bloques.

Fase: Es la parte de un sistema que difiere, en

sus propiedades intensivas, de la otra parte del siste-

ma. Los sistemas de hidrocarburos generalmente se

presentan en dos fases: gaseosa y líquida.

Gas asociado: Gas natural que se encuentra en

contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimien-

to. Este puede ser clasificado como gas de casquete

(libre) o gas en solución (disuelto).

Shale gas/oil: Gas y aceite producidos a partir de

formaciones compuestas por lutitas.

Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se

obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron

eliminadas las impurezas o compuestos que no son

hidrocarburos, 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 exis-

te en los yacimientos en fase gaseosa, o en solu-

ción en el aceite, y que a condiciones atmosféricas

permanece en fase gaseosa. Este puede incluir

algunas impurezas o substancias que no son hi-

drocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido

de carbono).

Glosario

108

Gas no asociado: Es un gas natural que se en-

cuentra en yacimientos que no contienen aceite

crudo a las condiciones de presión y temperatura

originales.

Gas seco: Gas natural que contiene cantidades

menores de hidrocarburos más pesados que el me-

tano. El gas seco también se obtiene de los comple-

jos procesadores de gas.

Gas seco equivalente a líquido (GSEL): Volumen

de aceite crudo que por su poder calorífico equivale

al volumen del gas seco.

Hidrocarburos: Compuestos químicos constitui-

dos completamente de hidrógeno y carbono.

Límite económico: Es el punto en el cual los in-

gresos obtenidos por la venta de los hidrocarburos se

igualan a los costos incurridos en su explotación.

Limolita: Roca sedimentaria clástica de grano

fino, compuesta principalmente de limo y una signifi-

cativa fracción de arcilla. Su granulometría está com-

prendida entre las arenas finas y las arcillas.

Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recu-

perados en los complejos procesadores de gas, con-

sistiendo de etano, propano y butano, principalmente.

Lutita: Roca sedimentaria detrítica de grano

fino, compuesta por partículas del tamaño de arcilla

y limo en estratos delgados relativamente im-

permeables. Se considera la roca sedimentaria más

abundante.

Núcleo: Muestra cilíndrica de roca tomada de una

formación durante la perforación de un pozo para

determinar su permeabilidad, porosidad, saturación

de hidrocarburos y otras propiedades asociadas a la

calidad del yacimiento.

Permeabilidad: Facilidad de una roca para permi-

tir el paso de los fluidos a través de ella. Es un factor

que indica si un yacimiento es, o no, de buenas ca-

racterísticas productoras.

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 puede contener otros elementos de ori-

gen no metálico como azufre, oxígeno y nitrógeno,

así como trazas de metales como constituyentes me-

nores. Los compuestos que forman el petróleo pue-

den estar en estado gaseoso, líquido o sólido, depen-

diendo de su naturaleza y de las condiciones de pre-

sión y temperatura existentes.

Petróleo crudo equivalente (PCE): Forma utilizada

a nivel internacional para reportar el inventario total

de hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar los

volúmenes de aceite, de condensados, de los líqui-

dos de planta y del gas seco equivalente a líquido.

Plan de desarrollo: Documento indicativo en el cual

el operador petrolero describe de manera secuencial

las actividades relacionadas al proceso de extracción

de hidrocarburos y programas asociados a éstas, en

razón de una asignación o contrato del que es titular.

Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado

por unidad de masa, o por unidad de volumen, cuan-

do una sustancia es quemada completamente. Los

poderes caloríficos de los combustibles sólidos y lí-

quidos 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.

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

109

Porosidad: Relación entre el volumen de poros

existentes en una roca con respecto al volumen total

de la misma. Es una medida de la capacidad de al-

macenamiento de la roca.

Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de

dividir el volumen total de poros comunicados entre

el volumen total de roca.

Pozo de desarrollo: Pozo perforado con el fin de

producir hidrocarburos.

Pozo exploratorio: Pozo que se perfora con el pro-

pósito de efectuar la evaluación del potencial petrolero

en áreas nuevas y aquellas que tengan como objetivo

encontrar un nuevo yacimiento e incorporación de nue-

vas reservas de hidrocarburos en áreas ya conocidas.

Pozo delimitador: Pozo que se perfora con el ob-

jetivo de definir y/o corroborar los límites horizontales

y verticales de un yacimiento, así como adquirir infor-

mación para disminuir la incertidumbre de las propie-

dades petrofísicas, distribución de fluidos y la geome-

tría del yacimiento.

Provincia geológica: Región de grandes dimen-

siones caracterizada por una historia geológica y

desarrollos similares.

Recuperación mejorada: Es la recuperación de

aceite por medio de la inyección de materiales que

normalmente no están presentes en el yacimiento y

que modifican el comportamiento termodinámico de

los fluidos residentes. La recuperación mejorada no

se restringe a alguna etapa en particular de la vida

del yacimiento (primaria, secundaria o terciaria).

Recuperación primaria: Extracción del petróleo

utilizando únicamente la energía natural disponible

en los yacimientos para desplazar los fluidos, a tra-

vés de la roca del yacimiento hacia los pozos.

Recuperación secundaria: Técnicas de extrac-

ción adicional de petróleo después de la recupera-

ción primaria. Esta incluye inyección de agua, o gas

con el propósito en parte de mantener la presión del

yacimiento.

Recurso: Volumen total de hidrocarburos existen-

te en las rocas del subsuelo. También conocido co-

mo volumen original in situ.

Recurso contingente: Son aquellas cantidades de

hidrocarburos que son estimadas a una fecha dada, y

que potencialmente son recuperables de acumulacio-

nes conocidas pero que, bajo las condiciones econó-

micas de evaluación correspondientes a esa misma

fecha, no se consideran comercialmente recuperables.

Recurso descubierto: Volumen de hidrocarbu-

ros del cual se tiene evidencia a través de pozos

perforados.

Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocar-

buros estimado, a una cierta fecha, de acumulacio-

nes que todavía no se descubren pero que han sido

inferidas y que se estiman potencialmente recupera-

bles, mediante la aplicación de proyectos de desa-

rrollo futuros.

Registro de pozos: Representa la información

sobre las formaciones del subsuelo obtenidas por

medio de herramientas que se introducen en los po-

zos; son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo, prin-

cipalmente. También existen los registros de hidro-

carburos, que en general proporcionan información

de velocidad de perforación, contenido de gas en

lodo y recortes, así como cromatografía.

Glosario

110

Relación gas-aceite (RGA): Relación de la pro-

ducción de gas del yacimiento a la producción de

aceite, medidos a condiciones atmosféricas.

Relación reserva-producción: Es el resultado de

dividir la reserva remanente a una fecha entre la pro-

ducción de un periodo. Este indicador supone pro-

ducción constante, precio de hidrocarburos y costos

de extracción sin variación en el tiempo, así como la

inexistencia de nuevos descubrimientos en el futuro.

Reservas de hidrocarburos: Volumen de hidro-

carburos medido a condiciones atmosféricas, que

será producido económicamente con cualquiera de

los métodos y sistemas de explotación aplicables a la

fecha de la evaluación. Para ser considerados como

reservas, los hidrocarburos deben satisfacer cuatro

criterios: ser descubiertos, recuperables, comerciales

y remanentes (a la fecha de evaluación), basadas en

el o los proyectos de desarrollo aplicados. Adicional-

mente, las reservas pueden ser categorizadas de

acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a las

estimaciones.

Reserva original: Volumen de hidrocarburos a

condiciones atmosféricas, que se espera recuperar

económicamente con los métodos y sistemas de

explotación aplicables a una fecha específica. Es

la fracción del recurso descubierto y económico

que podrá obtenerse al final de la explotación del

yacimiento.

Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos

medido a condiciones atmosféricas, que queda por

producirse económicamente de un yacimiento a de-

terminada fecha, con las técnicas de explotación apli-

cables. Es la diferencia entre la reserva original y la

producción acumulada de hidrocarburos a una fecha

específica.

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, comparadas con las reservas

probadas, pero más ciertas a ser recuperadas com-

paradas con las reservas posibles.

Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o

sustancias asociadas evaluadas a condiciones at-

mosféricas, las cuales por análisis de datos geológi-

cos y de ingeniería se estima con razonable certidum-

bre que serán comercialmente recuperables a partir

de una fecha dada proveniente de yacimientos cono-

cidos y bajo condiciones actuales económicas, méto-

dos operacionales y regulaciones gubernamentales.

Dicho volumen está constituido por la reserva proba-

da desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

Reservas probadas desarrolladas: Reservas que

se espera sean recuperadas de los pozos existentes

incluyendo las reservas atrás de la tubería, que pue-

den ser recuperadas con la infraestructura actual me-

diante trabajo adicional con costos moderados de

inversión. Las reservas asociadas a procesos de re-

cuperación secundaria y/o mejorada serán conside-

radas desarrolladas cuando la infraestructura requeri-

da para el proceso esté instalada o cuando los cos-

tos requeridos para ello sean menores. Se conside-

ran en este renglón, las reservas en intervalos termi-

nados los cuales están abiertos al tiempo de la esti-

mación, pero no han empezado a producir por condi-

ciones de mercado, problemas de conexión o proble-

mas mecánicos, y cuyo costo de rehabilitación es

relativamente menor.

Reservas probadas no desarrolladas: Son reser-

vas que se espera serán recuperadas a través de

pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se

requiere un gasto relativamente grande para terminar

Evaluación de las reservas de hidrocarburos

111

los pozos existentes o para construir las instalacio-

nes de producción y transporte.

Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos en

donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería

sugiere que son menos probables de ser comercial-

mente recuperables que las reservas probables.

Reservas 1P: Igual a las reservas probadas. Si se

emplean métodos probabilistas para su evaluación,

debería haber una probabilidad de al menos 90 por

ciento de que el volumen a recuperar sea igual o mayor

al calculado, es decir, reservas con alta certidumbre.

Reservas 2P: Es igual a las reservas probadas

más las reservas probables. Si se emplean métodos

probabilistas, debería haber una probabilidad de al

menos 50 por ciento de que el volumen a recuperar

sea igual o mayor a la estimación de 2P.

Reservas 3P: Es igual a las reservas probadas

más las reservas probables más las reservas posi-

bles. Si se emplean métodos probabilistas, debería

haber una probabilidad de al menos 10 por ciento de

que el volumen a recuperar sea igual o mayor a la

estimación de 3P.

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 cos-

tos de extracción. No incluye la perforación de pozos.

Saturación de fluidos: Porción del espacio poro-

so ocupado por un fluido en particular, pudiendo exis-

tir aceite, gas y agua.

Sección sísmica: Perf i l s ísmico (en t iempo o

profundidad) que emplea la reflexión de las on-

das sísmicas para determinar la geología del

subsuelo.

Trampa: Estructura geológica que permite la

acumulación de hidrocarburos, impidiendo la mi-

gración de los fluidos de la roca almacén, dando

origen a un yacimiento.

Volumen original de gas: Cantidad de gas que se

estima existe originalmente en el yacimiento, y está

confinado por límites geológicos, de fluidos o conven-

cionales, pudiéndose expresar tanto a condiciones

de yacimiento como de superficie.

Volumen original de aceite: Cantidad de aceite

que se estima existe originalmente en el yacimiento,

y está confinado por límites geológicos, de fluidos o

convencionales, pudiéndose expresar tanto a condi-

ciones de yacimiento como de superficie.

Yacimiento: Porción de trampa geológica que

contiene hidrocarburos y que se comporta como un

sistema hidráulicamente interconectado, donde los

hidrocarburos se encuentran a temperatura y pre-

sión elevadas ocupando los espacios porosos.

Yacimiento análogo: Porción de t rampa geoló-

gica intercomunicada hidráulicamente con condi-

ciones de yacimiento, mecanismos de empuje y

propiedades de roca y fluidos similares a las de

otra estructura de interés, pero que típicamente

se encuentra en una etapa de desarrollo más

avanzada que ésta, proporcionando de esta for-

ma un apoyo para su interpretación a partir de

datos limitados.

113

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Esta edición se publicó en julio de 2019.

La producción estuvo a cargo de la Subdirección de Recursos Prospectivos y Auditoría de Reservas de Hidrocarburos

de Pemex Exploración y Producción.