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2013 Pemex Exploración y Producción
Derechos Reservados. Ninguna parte de esta publicación puede repro ducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, sea éste electrónico, químico, mecánico, óp tico, de grabación o de fotocopia, ya sea para uso personal o lucro, sin la previa autorización por escrito de parte de Pemex Exploración y Producción.
Prefacio v
1 Introducción 1
2 Definiciones básicas 32.1 Volumen original de hidrocarburos 32.2 Recursos petroleros 5 2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 5 2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 6 2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 6 2.2.2 Recursos prospectivos 6 2.2.3 Recursos contingentes 62.3 Reservas 6 2.3.1 Reservas probadas 7 2.3.1.1 Reservas desarrolladas 9 2.3.1.2 Reservas no desarrolladas 9 2.3.2 Reservas no probadas 9 2.3.2.1 Reservas probables 9 2.3.2.2 Reservas posibles 102.4 Petróleo crudo equivalente 11
3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013 133.1 Precio de los hidrocarburos 13 3.2 Petróleo crudo equivalente 14 3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 15 3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 163.3 Reservas remanentes totales 18 3.3.1 Reservas remanentes probadas 21 3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas 24 3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 26 3.3.2 Reservas probables 28 3.3.3 Reservas posibles 30
4 Descubrimientos 354.1 Resultados obtenidos 364.2 Descubrimientos marinos 394.3 Descubrimientos terrestres 484.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos 56
Página
Contenido
iii
Contenido
5 Distribución de las reservas de hidrocarburos 595.1 Región Marina Noreste 59 5.1.1 Evolución de los volúmenes originales 61 5.1.2 Evolución de las reservas 625.2 Región Marina Suroeste 67 5.2.1 Evolución de los volúmenes originales 69 5.2.2 Evolución de las reservas 705.3 Región Norte 75 5.3.1 Evolución de los volúmenes originales 77 5.3.2 Evolución de las reservas 795.4 Región Sur 85 5.4.1 Evolución de los volúmenes originales 86 5.4.2 Evolución de las reservas 88
Abreviaturas 97
Glosario 99
Anexo estadístico 109 Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013 109 Producción de hidrocarburos 110 Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013 Región Marina Noreste 111 Región Marina Suroeste 112 Región Norte 113 Región Sur 114
Página
iv
1
Introducción 11Petróleos Mexicano se congratula en publicar por déci-
mo quinta ocasión, su tradicional libro de Las reservas
de hidrocarburos de México, 1 de enero de 2013, esta
publicación incluye los últimos conceptos técnicos
manejados en los cuales están soportados tanto la
estimación como la clasificación de las reservas del
país que a su vez dan viabilidad y certidumbre a todas
las actividades de Pemex Exploración y Producción.
Para cubrir la expectativa de los lectores, se incluye
una descripción de los principales campos descubier-
tos y se acotan los volúmenes originales y reservas de
hidrocarburos de los campos petroleros del país.
La estructura de esta publicación está constituida por
diferentes capítulos donde el segundo hace una des-
cripción de las principales definiciones utilizadas en
la industria en relación a los conceptos manejados en
la estimación de los volúmenes originales de hidro-
carburos, recursos petroleros, recursos prospectivos,
recursos contingentes y reservas de hidrocarburos,
se incluyen algunos conceptos adicionales relacio-
nados con actividades costa fuera y yacimientos no
convencionales. En el capítulo que corresponde con
las reservas de hidrocarburos se hace referencia a los
conceptos principales utilizados para la evaluación
de reservas en Petróleos Mexicanos, de acuerdo a
los lineamientos de la U. S. Securities and Exchange
Commission (SEC) para reservas probadas y a los
lineamientos contenidos en el Petroleum Resour-
ces Management System (PRMS), publicado por
la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World
Petroleum Council (WPC), la American Association
of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Pe-
troleum Evaluation Engineers (SPEE), para reservas
probables y posibles. Como ya se mencionó, se
explican inclusive los criterios que se aplican para
determinar que una reserva sea clasificada como
probada, probable o posible.
En el tercer capítulo se hace referencia a las variacio-
nes de las reservas durante el año de 2012, haciendo
hincapié en la distribución por cada región productiva
de Pemex Exploración y Producción (PEP) con base
en los diferentes tipos de hidrocarburos. Se muestran
las variaciones de las categorías de reservas probadas
desarrolladas, probadas no desarrolladas, probables
y posibles. Además, considerando la composición de
los hidrocarburos, el análisis se hace por tipo de aceite
de acuerdo en su densidad, es decir, pesado, ligero y
superligero, y con relación a los yacimientos de gas
dicho análisis se realiza tanto para el gas asociado
como el no asociado.
Como es costumbre, en el capítulo cuarto se hace
referencia a los principales campos descubiertos
durante el año de 2012, se detallan sus característi-
cas geológicas, características de la roca almacén, la
columna estratigráfica, así como aspectos relevantes
de los yacimientos encontrados, haciendo hincapié
en sus reservas asociadas.
El comportamiento de los volúmenes originales y
reservas de hidrocarburos en 2012 en sus diferentes
categorías se muestra en el capítulo quinto, indicando
su distribución regional, por activo y por campo. Se
hace mención también, del motivo de los cambios y
su relación con los conceptos de descubrimientos,
revisiones, desarrollo y producción en el periodo.
Resaltamos nuevamente que los valores de reservas
probadas de hidrocarburos expresados en el presente
documento corresponden con los valores estimados
Introducción
2
por Pemex Exploración y Producción, los cuales,
fueron dictaminados favorablemente por la Comisión
Nacional de Hidrocarburos (CNH) el 14 de marzo de
2013 con base en su resolución CNH.E.01.001/13
tal y como se señala en los términos del artículo 10
del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo
27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y fueron
publicados finalmente por la Secretaría de Energía
en su portal electrónico tal y como se señala en el
artículo 33, fracción XX de la Ley Orgánica de la Ad-
ministración Pública Federal, con lo cual se cumple
con la regulación vigente en relación a este tema. Los
valores de reservas 2P y 3P, de acuerdo a los últimos
lineamientos de la CNH, serán entregados por PEP a
más tardar durante el mes de junio para su dictami-
nación por parte de esta dependencia.
3
Definiciones básicas 22Petróleos Mexicanos utiliza para la actualización anual
de las reservas remanentes de hidrocarburos del país
definiciones y conceptos basados en los lineamientos
establecidos por organizaciones internacionales. En el
caso de las reservas probadas, las definiciones utiliza-
das corresponden a las establecidas por la Securities
and Exchange Commission (SEC), organismo estado-
unidense que regula los mercados de valores y financie-
ros de ese país, y para las reservas probables y posibles
se emplean las definiciones, denominadas SPE-PRMS,
emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la
American Association of Petroleum Geologists (AAPG),
el World Petroleum Council (WPC) y la Society of Pe-
troleum Evaluation Engineers (SPEE), organizaciones
técnicas en las cuales México participa.
El establecimiento de procesos para la evaluación y
clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a
las definiciones empleadas internacionalmente, ga-
rantiza certidumbre y transparencia en los volúmenes
de reservas reportados, así como en los procedimien-
tos empleados para su estimación. Adi cio nalmente,
la decisión de Petróleos Mexicanos de certificar sus
reservas anualmente por consultores externos reco-
nocidos internacionalmente, incrementa la confianza
en las cifras reportadas.
Las reservas poseen un valor económico asociado a las
inversiones, a los costos de operación y mantenimien-
to, a los pronósticos de producción y a los precios de
venta de los hidrocarburos. Los precios utilizados para
la estimación de reservas son los correspondientes al
promedio aritmético que resulta de considerar aque-
llos vigentes al primer día de cada mes, considerando
los doce meses anteriores, en tanto que los costos de
operación y mantenimiento, en sus componentes fijos
y variables, son los erogados a nivel campo durante un
lapso de doce meses. Esta premisa permite capturar
la estacionalidad de estos egresos y es una medición
aceptable de los gastos futuros para la extracción de las
reservas bajo las condiciones actuales de explotación.
La explotación de las reservas requiere inversiones
para la perforación y terminación de pozos, la reali-
za ción de reparaciones mayores y la construcción
de infraestructura entre otros elementos. Así, para la
es timación de las reservas se consideran todos estos
elementos para determinar su valor económico. Si éste
es positivo, entonces los volúmenes de hi dro car buros
son comercialmente explotables y, por tanto, se consti-
tuyen en reservas. En caso contrario, estos volúmenes
pueden clasificarse como recursos con tingentes. Si un
ligero cambio en el precio de los hidrocarburos, o una
pequeña disminución en sus costos de desarrollo o de
operación y mantenimiento, permite que su valuación
económica sea positiva, entonces estos volúmenes de
recursos podrían incorporarse como reservas.
En el presente capítulo se presentan los criterios para
clasificar las reservas de hidrocarburos, explicándose
las definiciones y conceptos empleados a lo largo
de este documento, enfatizándose sus aspectos re-
le vantes, además de señalar en todos los casos los
elementos dominantes, además de explicar las im-
plicaciones de utilizar dichas definiciones en la es-
timación de las reservas.
2.1 Volumen original de hidrocarburos
El volumen original de hidrocarburos se define como
la acumulación que se estima existe inicialmente en
Definiciones básicas
4
un yacimiento. Este volumen se encuentra en equili-
brio, a la temperatura y presión prevalecientes en el
yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas con-
diciones como a condiciones de superficie. De esta
forma, las cifras publicadas en el presente documento
están referidas a estas últimas condiciones.
El volumen en cuestión puede estimarse por procedi-
mientos deterministas o probabilistas. Los primeros
incluyen principalmente a los métodos volumétricos,
de balance de materia y la simulación numérica. Los
segundos modelan la incertidumbre de parámetros
como porosidad, saturación de agua, espesores
netos, entre otros, como funciones de probabilidad
que generan, en consecuencia, una función de pro-
babilidad para el volumen original.
Los métodos volumétricos son los más usados en
las etapas iniciales de caracterización del campo o
el yacimiento. Estas técnicas se fundamentan en la
estimación de las propiedades petrofísicas del medio
poroso y de los fluidos en el yacimiento. Las propie-
dades petrofísicas utilizadas principalmente son la
porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos
y volumen de arcilla, principalmente. Otro elemento
fundamental es la geometría del yacimiento, represen-
tado en términos de su área y espesor neto. Dentro
de la información necesaria para estimar el volumen
original destacan los siguientes:
i. Volumen de roca impregnada de hidrocarburos.
ii. Porosidad efectiva y saturación de hidrocarburos
correspondiente al volumen anterior.
iii. Fluidos del yacimiento identificados así como sus
propiedades respectivas, con el propósito de es-
timar el volumen de hidrocarburos a condiciones
de superficie, denominadas también condiciones
atmosféricas, estándar, base o de superficie.
En el Anexo estadístico de este trabajo se presentan
los volúmenes originales tanto de aceite crudo como
de gas natural a nivel regional y de activo. Las uni-
dades del primero son millones de barriles, y las del
segundo miles de millones de pies cúbicos, todas ellas
referidas a condiciones atmosféricas, denominadas
también condiciones estándar, base o de superficie.
Figura 2.1 Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos (no a escala). Adaptado de Petroleum Resources Management System, Society of Petroleum Engineers, 2007.
Probada
Probable
Posible
No
recu
pera
ble
Rec
urso
spr
ospe
ctiv
os
Rec
urso
sco
ntin
gent
es
Res
erva
s
Prod
ucci
ón
Ince
rtidu
mbr
e
Comercial
Volumen original de hidrocarburos descubierto
No comercial
Volumen original de hidrocarburosno descubierto
Volumen original de hidrocarburos total in-situ
1C 1P
Incremento de la oportunidad de comercialización
2P
3P
2C
3C
Estimaciónbaja
Estimacióncentral
Estimaciónalta
No
recu
pera
ble
Las reservas de hidrocarburos de México
5
2.2. Recursos petroleros
Los recursos petroleros son todos los volúmenes
de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el
subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin
embargo, desde el punto de vista de explotación, se
le llama recurso únicamente a la parte potencialmen-
te recuperable de esas cantidades. Dentro de esta
definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada
en principio se le denomina volumen original de
hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto
o no. Asimismo a sus porciones recuperables se les
denomina recursos prospectivos, recursos contingen-
tes o reservas. En particular, el concepto de reservas
constituye una parte de los recursos, es decir, son
acumulaciones conocidas, recuperables y comercial-
mente explotables.
Aunado a lo anterior, y de acuerdo al SPE-PRMS,
se han definido dos tipos de recursos que pueden
requerir propuestas diferentes para su evaluación,
recursos convencionales y no-convencionales. Los
primeros se ubican en acumulaciones discretas
relacionadas con un aspecto geológico estructural
localizado y/o condición estratigráfica, típicamente
cada acumulación limitada por un contacto echado
abajo asociado a un acuífero, y el cual es afectado
significativamente por fuerzas hidrodinámicas tales
como la de flotación del aceite en agua. De esta forma,
los hidrocarburos son recuperados mediante pozos
y típicamente requieren de un procesado mínimo
previo a su venta. Los recursos no-convencionales
existen en acumulaciones diseminadas a través de
grandes áreas y no son afectadas por influencias
hidrodinámicas. Entre los ejemplos de lo anterior se
pueden mencionar el gas del carbón (CBM por sus
siglas en inglés), gas de lutitas (shale gas), hidratos de
metano, arenas bituminosas y depósitos de aceite en
lutitas. Típicamente, estas acumulaciones requieren
de tecnología especializada para su explotación, por
ejemplo, deshidratado del gas del carbón, programas
de fracturamiento hidráulico masivo, inyección de
vapor o solventes, etc. Asimismo, los hidrocarburos
extraídos pueden requerir de un procesado impor-
tante previo a su comercialización.
La clasificación de recursos se muestra en la figura 2.1,
incluyendo a las diferentes categorías de reservas. Se
observa que existen estimaciones bajas, centrales y
altas, tanto para los recursos como para las reservas,
clasificándose estas últimas como probada, probada
más probable, y probada más probable más posible,
para cada una de las tres estimaciones anteriores,
respectivamente. El rango de incertidumbre que se
ilustra a la izquierda de esta figura enfatiza que el
conocimiento que se tiene de los recursos y de las
reservas es imperfecto, por ello, se generan diferentes
estimaciones que obedecen a diferentes expectativas.
La producción, que aparece hacia la derecha, es el
único elemento de la figura en donde la incertidumbre
no aparece, debido a que ésta es medida, comercia-
lizada y transformada en un ingreso.
2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total
in-situ
De acuerdo a la figura 2.1, el volumen original de hi-
drocarburos total in-situ es la cuantificación referida
a condiciones de yacimiento de todas las acumula-
ciones de hidrocarburos naturales. Este volumen
incluye a las acumulaciones descubiertas, las cuales
pueden ser comerciales o no, recuperables o no, a
la producción obtenida de los campos explotados
o en explotación, así como también a los volúme-
nes estimados en los yacimientos que podrían ser
descubiertos.
Todas las cantidades que conforman el volumen de
hidrocarburos total in-situ pueden ser recursos po-
tencialmente recuperables, ya que la estimación de la
parte que se espera recuperar depende de la incerti-
dumbre asociada, de circunstancias comerciales, de
la tecnología usada y de la disponibilidad de infor-
mación. Por consiguiente, una porción de aquellas
cantidades clasificadas como no recuperables pueden
Definiciones básicas
6
transformarse eventualmente en recursos recupe-
rables si, por ejemplo, las condiciones comerciales
cambian, si ocurren nuevos desarrollos tecnológicos,
o si se adquieren datos adicionales.
2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no
descubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
cierta fecha, se encuentra contenida en acumulacio-
nes que todavía no se descubren pero que han sido
inferidas. Al estimado de la porción potencialmente
recuperable del volumen original de hidrocarburos no
descubierto se le denomina recurso prospectivo.
2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos des-
cubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
fecha dada, está contenida en acumulaciones cono-
cidas antes de su producción. El volumen original
descubierto puede clasificarse como comercial y no
comercial. Una acumulación es comercial cuando
existe generación de valor económico como conse-
cuencia de la explotación de sus hidrocarburos. En
la figura 2.1 se observa que la parte recuperable del
volumen original de hidrocarburos descubierto, de-
pendiendo de su viabilidad comercial, se le denomina
reserva o recurso contingente.
2.2.2 Recursos prospectivos
Es el volumen de hidrocarburos estimado, a una cierta
fecha, de acumulaciones que todavía no se descu-
bren pero que han sido inferidas y que se estiman
potencialmente recuperables, mediante la aplicación
de proyectos de desarrollo futuros. La cuantificación
de los recursos prospectivos está basada en informa-
ción geológica y geofísica del área en estudio, y en
analogías con áreas donde un cierto volumen original
de hidrocarburos ha sido descubierto, e incluso, en
ocasiones, producido. Los recursos prospectivos tie-
nen tanto una oportunidad de descubrimiento como
de desarrollo, además se subdividen de acuerdo con
el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones
de recuperación, suponiendo su descubrimiento y
desarrollo, y pueden también sub-clasificarse en base
a la madurez del proyecto.
2.2.3 Recursos contingentes
Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son
estimadas, a una fecha dada, para ser potencialmente
recuperables de acumulaciones conocidas, pero el
pro yecto(s) aplicado aún no se considera suficiente-
men te maduro para su desarrollo comercial, debido
a una o más razones. Los recursos contingentes
pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales
no existen actualmente mercados viables, o donde la
recuperación comercial depende de tecnologías en
desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación
es insuficiente para evaluar claramente su comer-
cialidad. Los recursos contingentes son además ca-
tegorizados de acuerdo con el nivel de certidumbre
asociado a las estimaciones y pueden sub-clasificarse
en base a la madurez del proyecto y caracterizadas
por su estado económico.
2.3 Reservas
Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé se-
rán recuperadas comercialmente, mediante la aplica-
ción de proyectos de desarrollo, de acumulaciones
co nocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo
con diciones definidas. Las reservas deben además
sa tisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas,
ser recuperables, comerciales y mantenerse sustenta-
das (a la fecha de evaluación) en un(os) proyecto(s)
de de sarrollo. Las reservas son además catego ri zadas
de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a
las es timaciones y pueden sub-clasificarse en base
Las reservas de hidrocarburos de México
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a la ma durez del proyecto y caracterizadas conforme
a su estado de desarrollo y producción. La certidum-
bre de pende principalmente de la cantidad y calidad
de la información geológica, geofí sica, petrofísica y
de in ge niería, así como de la disponibilidad de esta
informa ción al tiempo de la estimación e interpreta-
ción. El nivel de certidumbre se usa para clasificar las
reservas en una de dos clasificaciones principales,
probadas o no pro badas. En la figura 2.2 se muestra
la clasificación de las reservas.
Las cantidades recuperables estimadas de acumula-
ciones conocidas que no satisfagan los requerimientos
de comercialización deben clasificarse como recursos
contingentes. El concepto de comer cia lización para
una acumulación varía de acuerdo a las condiciones
y circunstancias específicas de cada lugar. Así, las re-
servas probadas son acumulaciones de hidrocarburos
cuya rentabilidad ha sido establecida bajo condiciones
económicas a la fecha de evaluación; en tanto las
reservas probables y posibles pueden estar basadas
en condiciones económicas futuras. Sin embargo, las
reservas probables de Petróleos Mexicanos son renta-
bles bajo condiciones económicas actuales, en tanto,
una pequeña porción de las posibles es marginal en el
sentido que un ligero incremento en el precio de los
hidrocarburos o una ligera disminución de los costos
de operación, las haría netamente rentables.
2.3.1 Reservas probadas
De acuerdo a la SEC, las reservas probadas de hi-
dro carburos son cantidades estimadas de aceite
cru do, gas natural y líquidos del gas natural, las cua-
les, mediante datos de geociencias y de ingeniería,
de muestran con certidumbre razonable que serán
re cuperadas comercialmente en años futuros de
yaci mientos conocidos bajo condiciones económicas,
mé todos de operación y regulaciones gubernamen-
tales existentes a una fecha específica. Las reservas
pro badas se pueden clasificar como desarrolladas o
no desarrolladas.
La determinación de la certidumbre razonable es
generada por el sustento de datos geológicos y de
ingeniería. De esta forma, tendrá que disponerse de
datos que justifiquen los parámetros utilizados en la
evaluación de reservas tales como gastos iniciales y
declinaciones, factores de recuperación, límites de
yacimiento, mecanismos de recuperación y estima-
ciones volumétricas, relaciones gas-aceite o rendi-
mientos de líquidos.
Las condiciones económicas y operativas existentes
son los precios, costos de operación, métodos de
producción, técnicas de recuperación, transporte y
arreglos de comercialización. Un cambio anticipado
en las condiciones deberá tener una certidumbre ra-
zonable de ocurrencia; la inversión correspondiente
y los costos de operación, para que ese cambio esté
incluido en la factibilidad económica en el tiempo
apropiado. Estas condiciones incluyen una estimación
de costos de abandono en que se habrá de incurrir.
La SEC establece que los precios de venta de aceite
crudo, gas natural y productos del gas natural a uti-
lizarse en la evaluación económica de las reservas
probadas, deben corresponder al promedio aritmé-
Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.
Reservasno probadas
No desarrolladasDesarrolladas
Producciónacumulada
Reservasprobadas
Reservasprobables
Reservasposibles
Reservas probadasoriginales
Reservas originales(Recurso económico)
Definiciones básicas
8
tico, considerando los doce meses anteriores, de los
precios respectivos al primer día de cada mes. La
justificación se basa en que este método es reque-
rido por consistencia entre todos los productores a
nivel internacional en sus estimaciones como una
medida estandarizada en los análisis de rentabilidad
de proyectos.
En general, las reservas son consideradas probadas si
la productividad comercial del yacimiento está apoya-
da por datos de producción reales o por pruebas de
producción concluyentes. En este contexto, el término
probado se refiere a las cantidades de hidrocarburos
recuperables y no a la productividad del pozo o del
yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas
pueden asignarse de acuerdo a registros de pozos
y análisis de núcleos, los cuales indican que el yaci-
miento en estudio está impregnado de hidrocarburos,
y es análogo a yacimientos productores en la misma
área o con aquellos que han demostrado producción
comercial en otras áreas. Sin embargo, un requeri-
miento importante para clasificar las reservas como
probadas es asegurar que las instalaciones para su
comercialización existan, o que se tenga la certeza de
que serán instaladas.
El volumen considerado como probado incluye aquel
delimitado por la perforación y por los contactos de
fluidos. Además, incluye las porciones no perforadas
del yacimiento que puedan ser razonablemente juzga-
das como comercialmente productoras, de acuerdo
a la información de geología e ingeniería disponible.
Adicionalmente, si los contactos de los fluidos se
desconocen, el límite de la reserva probada la puede
controlar tanto la ocurrencia de hidrocarburos cono-
cida más profunda o la estimación obtenida a partir
de información apoyada en tecnología confiable, la
cual permita definir un nivel más profundo con certi-
dumbre razonable.
Es importante señalar, que las reservas a producirse
mediante la aplicación de métodos de recuperación
secundaria y/o mejorada se incluyen en la categoría
de probadas cuando se tiene un resultado exitoso a
partir de una prueba piloto representativa, o cuando
exista respuesta favorable de un proceso de recu-
peración funcionando en el mismo yacimiento o en
uno análogo en cuanto a edad, ambiente de depósito,
propiedades del sistema roca-fluidos y mecanismos
de empuje. O bien cuando tales métodos hayan sido
efectivamente probados en el área y en la misma
formación, proporcionando evidencia documental
al estudio de viabilidad técnica en el cual se basa el
proyecto.
Las reservas probadas son las que aportan la produc-
ción y tienen mayor certidumbre que las probables
y posibles. Desde el punto de vista financiero, son
las que sustentan los proyectos de inversión, y por
ello la importancia de adoptar definiciones emitidas
por la SEC. Cabe mencionar y enfatizar, que para
ambientes se dimentarios de clásticos, es decir, de-
pósitos arenosos, la aplicación de estas definiciones
considera como prueba de la continuidad de la co-
lumna de aceite, no sólo la integración de información
geológica, pe trofísica, geofísica y de ingeniería de
yacimientos, entre otros elementos, sino la medición
de presión entre pozo y pozo que es absolutamente
determinante. Estas definiciones reconocen que
en presencia de fa lla miento en el yacimiento, cada
sector o bloque debe ser evaluado independiente-
mente, considerando la in for mación disponible, de
tal forma que para declarar a uno de estos bloques
como probado, necesariamente debe existir un pozo
con una prueba de producción estabilizada, y cuyo
flujo de hidrocarburos sea comercial de acuerdo a las
condiciones de desarrollo, de operación, de precio
y de instalaciones al momento de la evaluación. Sin
embargo, para el caso de menor fallamiento, las de-
finiciones de la SEC establecen que la demostración
concluyente de la continuidad de la columna de hidro-
carburos solamente puede ser alcanzada a través de
las mediciones de presión mencionadas. En ausencia
de estas mediciones o pruebas, la reserva que puede
ser clasificada como probada es aquella asociada a
los pozos productores a la fecha de evaluación más
Las reservas de hidrocarburos de México
9
la producción asociada a pozos por perforar en la
vecindad inmediata. Adicionalmente, a partir del año
2009 la SEC puede reconocer la existencia de reservas
probadas más allá de las localizaciones de desarro-
llo ubicadas en la vecindad inmediata, siempre que
dichos volúmenes se puedan establecer con certeza
razonable sustentada por tecnología confiable.
2.3.1.1 Reservas desarrolladas
Son aquellas reservas que se espera sean recupe-
radas de pozos existentes, incluyendo las reservas
detrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la
infraestructura actual mediante actividades adiciona-
les con costos moderados de inversión. En el caso
de las reservas asociadas a procesos de recuperación
secundaria y/o mejorada, serán consideradas desarro-
lladas únicamente cuando la infraestructura requerida
para el proceso esté instalada o cuando los costos re-
queridos para ello sean considerablemente menores,
y la respuesta de producción haya sido la prevista en
la planeación del proyecto correspondiente.
2.3.1.2 Reservas no desarrolladas
Son reservas que se espera serán recuperadas a
través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o
donde se requiere una inversión relativamente grande
para terminar los pozos existentes y/o construir las
instalaciones para iniciar la producción y transporte.
Lo anterior aplica tanto en procesos de explotación
primaria como de recuperación secundaria y mejora-
da. En el caso de inyección de fluidos al yacimiento,
u otra técnica de recuperación mejorada, las reservas
asociadas se considerarán probadas no desarrolladas,
cuando tales técnicas hayan sido efectivamente pro-
badas en el área y en la misma formación. Asimismo,
debe existir un compromiso para desarrollar el campo
de acuerdo a un plan de explotación y a un presu-
puesto aprobado. Una demora excesivamente larga
en el programa 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 llamarlas reservas probadas no desarrolladas,
actualmente la SEC define un período de tiempo
máximo de cinco años para iniciar la explotación de
dichas reservas. Si reiteradamente esta condición no
es satisfecha, es preciso reclasificar estas reservas
a una categoría que no considera su desarrollo en
un periodo inmediato, como por ejemplo reservas
probables. Así, la certidumbre razonable sobre la
ocurrencia de los volúmenes de hidrocarburos en
el subsuelo debe ir acompañada de la certidumbre
de desarrollarlos en tiempos razonables. Si este ele-
mento no es satisfecho, la reclasificación de reservas
tiene lugar no por una incertidumbre sobre el volu-
men de hidrocarburos, sino por la incertidumbre de
su desarrollo.
2.3.2 Reservas no probadas
Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a con-
diciones atmosféricas, al extrapolar características y
parámetros del yacimiento más allá de los límites de
certidumbre razonable, o de suponer pronósticos de
aceite y gas con escenarios tanto técnicos como eco-
nómicos que no son los que prevalecen al momento
de la evaluación. En situaciones que no consideren su
desarrollo inmediato, los volúmenes de hidrocarburos
descubiertos comercialmente producibles, pueden
ser clasificados como reservas no probadas.
2.3.2.1 Reservas probables
Son aquellas reservas no probadas para las cuales el
análisis de la información geológica y de ingeniería
del yacimiento sugiere que son más factibles de ser
comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si
se emplean métodos probabilistas para su evaluación,
existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento
Definiciones básicas
10
de que las cantidades a recuperar sean iguales o
mayores que la suma de las reservas probadas más
probables.
Las reservas probables incluyen aquellas reservas
más allá del volumen probado, donde el conocimiento
del horizonte productor es insuficiente para clasificar
estas reservas como probadas. También se incluyen
en esta clasificación aquellas reservas ubicadas en
formaciones que parecen ser productoras y que son
inferidas a través de registros geofísicos, pero que
carecen de datos de núcleos o pruebas definitivas,
además de no ser análogas a formaciones probadas
en otros yacimientos.
En cuanto a los procesos de recuperación secundaria
y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos procesos
son probables cuando un proyecto o prueba piloto
ha sido planeado pero aún no ha sido implemen tado,
y cuando las características del yacimiento parecen
favorables para una aplicación comercial.
Las siguientes condiciones conducen a clasificar las
reservas como probables:
i. Reservas localizadas en áreas donde la formación
productora aparece separada por fallas geológicas,
y la interpretación correspondiente indica que este
volumen se encuentra en una posición estructural
más alta que la del área probada.
ii. Reservas atribuibles a futuras intervenciones, es-
timulaciones, cambio de equipo u otros procedi-
mientos mecánicos; cuando tales medidas no han
sido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben un
comportamiento similar, y que han sido terminados
en yacimientos análogos.
iii. Reservas incrementales en formaciones produc-
toras, donde una reinterpretación del comporta-
miento o de los datos volumétricos, indica que
existen reservas adicionales a las clasificadas como
probadas.
iv. Reservas adicionales asociadas a pozos interme-
dios, y que pudieran haber sido clasificadas como
probadas si se hubiera autorizado un desarrollo
con un espaciamiento menor, al momento de la
evaluación.
2.3.2.2 Reservas posibles
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya
información geológica y de ingeniería sugiere que
es menos factible su recuperación comercial que las
reservas probables. De acuerdo con esta definición,
cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma
de las reservas probadas más probables más posibles
tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento
de que las cantidades realmente recuperadas sean
iguales o mayores.
En general, las reservas posibles pueden incluir los
siguientes casos:
i. Reservas basadas en interpretaciones geológicas y
que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas
clasificadas como probables dentro del mismo
yacimiento.
ii. Reservas ubicadas en formaciones que parecen
estar impregnadas de hidrocarburos, con base al
análisis de núcleos y registros de pozos.
iii. Reservas adicionales por perforación intermedia,
la cual está sujeta a incertidumbre técnica.
iv. Reservas incrementales atribuidas a esquemas de
recuperación secundaria o mejorada cuando un
proyecto o prueba piloto está planeado pero no
se encuentra en operación, y las características de
la roca y fluido del yacimiento son tales que existe
duda de que el proyecto se ejecute.
v. Reservas en un área de la formación productora
que parece estar separada del área probada por
Las reservas de hidrocarburos de México
11
fallas geológicas, y donde la interpretación indica
que la zona de estudio se encuentra estructu ral-
mente más baja que el área probada.
2.4 Petróleo crudo equivalente
El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada
a nivel internacional para reportar el inventario total
de hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar los
volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los
líquidos en planta y del gas seco equivalente a líqui-
do. Este último corresponde, en términos de poder
calorífico, a un cierto volumen de aceite crudo. El
gas seco considerado en este procedimiento es una
mezcla promedio del gas seco producido en los com-
plejos procesadores de gas Cactus, Ciudad Pemex y
Nuevo Pemex, en tanto el aceite crudo considerado
equivalente a este gas corresponde al tipo Maya. Su
evaluación requiere de la información actualizada de
los procesos a que está sometida la producción del
gas natural, desde su separación y medición, hasta
su salida de las plantas petroquímicas. La figura 2.3
ilustra los elementos para el cálculo del petróleo crudo
equivalente.
Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.
El aceite crudo no sufre ninguna conversión para
llegar a petróleo crudo equivalente. En tanto, el
volumen del gas natural producido se reduce por el
autoconsumo y el envío de gas a la atmósfera. Dicha
reducción se refiere como encogimiento del fluido y
se denomina eficiencia en el manejo, o simplemente
feem. El transporte del gas continúa y se presenta otra
alteración en su volumen al pasar por estaciones de
compresión, en donde los condensados son extraídos
del gas; a esta alteración en el volumen por el efecto
del transporte se le denomina felt. De esta forma, el
condensado se contabiliza directamente como petró-
leo crudo equivalente.
El proceso del gas continúa dentro de las plantas
petro químicas en donde es sometido a diversos
tratamientos, los cuales eliminan los compuestos no
hidrocarburos y se extraen licuables o líquidos de
planta. Esta nueva reducción en el volumen del gas
es concep tualizada a través del encogimiento por
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 equiva-
lente, en tanto el gas seco obtenido a la salida de las
plantas, se convierte a líquido con una equivalencia
Condensadofrc
Gasnatural
Gas entregado alcomplejo procesador
de gas
Líquidos deplanta
Gasseco
felp
Gas dulce húmedo
Azufre
Aceite
Envío a laatmósfera
Inyección alyacimiento
Gas secoequivalente
a líquido
fegsl
felt
fei
frlp
Endulzadoras Criogénica
Petróleocrudo
equivalente
feem
Autoconsumo
Compresor
Definiciones básicas
12
de 5.201 millares de pies cúbicos de gas seco por
barril de petróleo crudo. Este valor es el resultado
de considerar equivalentes caloríficos de 5.591 mi-
llones de BTU por barril de aceite crudo y 1,075 BTU
por pie cúbico de gas seco dulce. Por tanto, el factor
mencionado es de 192.27 barriles por millón de pies
cúbicos, o su inverso dado por el valor mencionado
en principio.
13
Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013 33
Pemex Exploración y Producción (PEP) actualiza anual-
mente las reservas de hidrocarburos en sus diferentes
categorías, considerando las variaciones ocasionadas
por las estrategias de exploración y explotación do-
cumentadas en los proyectos de inversión que aso-
ciadas a las inversiones, a los costos de operación y
mantenimiento, así como a los precios de venta de los
hidrocarburos, generan la estimación de las reservas
de hidrocarburos al 1 de enero de 2013. La ejecución
de actividades como la perforación y reparaciones de
pozos, la implementación de sistemas artificiales de
producción, la aplicación de procesos de recuperación
secundaria y mejorada, la optimización de instalacio-
nes superficiales, entre otras, modifican el comporta-
miento de los yacimientos existentes en cada uno de
los campos del país, que aunado a la incorporación
de yacimientos por la perforación y terminación de
pozos exploratorios y delimitadores, contribuyen a las
variaciones de los volúmenes de hidrocarburos.
La evaluación y clasificación de las reservas de hi-
drocarburos que Pemex Exploración y Producción
realiza, están alineadas con las definiciones de la Se-
curities and Exchange Commission (SEC) de Estados
Unidos de América en lo referente a la estimación de
reservas probadas, mientras que para las categorías
de reservas probables y posibles se emplean los
criterios de la Society of Petroleum Engineers (SPE),
el World Petroleum Council (WPC), la American As-
sociation of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society
of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), emitidos
en el documento denominado Petroleum Resources
Management System (PRMS).
La variación de las reservas de hidrocarburos en cada
una de sus clasificaciones, ocurridas durante el año
2012, se muestra en este capítulo a nivel regional,
en primera instancia mostrando su distribución y
evolución histórica durante los últimos años. Adi-
cionalmente, para una mejor comprensión de los
yacimientos y de sus reservas, se hace una distinción
de acuerdo a la calidad del aceite y origen del gas
natural. Este último, se desglosa de acuerdo al tipo
de fluido producido en gas seco, gas húmedo o gas
y condensado.
Asimismo, se describen las trayectorias de los precios
de aceite y gas, que han servido para la evaluación
económica de las reservas de hidrocarburos, y la
evolución de la eficiencia en el manejo del gas y de la
recuperación de líquidos, aspectos considerados en
la estimación del gas que será entregado en plantas
y de las reservas de petróleo crudo equivalente.
Con respecto al ámbito petrolero internacional, este
capítulo presenta también la posición de nuestro país
en lo que se refiere a reservas probadas, tanto de gas
seco como de líquidos totales, estos últimos incluyen
aceite crudo, condensado y líquidos de planta.
3.1 Precio de los hidrocarburos
Los precios de venta de los hidrocarburos son un
elemento importante en la estimación del valor de
las reservas de hidrocarburos, dado que generan los
ingresos de las estrategias de explotación propuestas
en los proyectos de inversión. Estos ingresos junto
con las inversiones de desarrollo y los costos de
operación y mantenimiento, determinan el límite eco-
nómico de las diferentes propuestas de explotación
en cada categoría de reserva.
Estimación al 1 de enero de 2013
14
Dada la importancia que tienen los precios de hidro-
carburos, en la figura 3.1 se muestra la evolución
histórica del precio de la mezcla mexicana de aceite
crudo y del gas húmedo amargo. Para el caso del
primero, podemos observar que en el 2012 el pre-
cio inició con un valor de aproximadamente 108.5
dólares por barril, posteriormente descendió hasta
alcanzar un valor de 91.3 dólares por barril en junio
del año 2012, para luego mantenerse con un prome-
dio de 98 dólares por barril en los siguientes 6 meses
del año. Con lo que respecta al comportamiento
del gas húmedo amargo podemos observas que se
mantiene un promedio de 3.8 dólares por cada mil
pies cúbicos y con una tendencia a incrementar.
3.2 Petróleo crudo equivalente
El petróleo crudo equivalente es la forma de re-
presentar el inventario total de hidrocarburos; en
él se incluyen el aceite crudo, los condensados,
los líquidos de planta y el gas seco transformado a
líquido. Es importante mencionar que este último se
obtiene al relacionar el contenido calorífico del gas
seco, en nuestro caso el gas residual promedio de
los complejos procesadores de gas (CPG) Ciudad
Pemex, Cactus y Nuevo Pemex, con el contenido
calorífico del aceite crudo tipo Maya; el resultado
es una equivalencia que normalmente se expresa
en barriles de aceite por millón de pies cúbicos de
gas seco.
La estimación del petróleo crudo equivalente consi-
dera, en cada periodo de análisis, los encogimientos
y rendimientos del gas natural que se presentan
durante su manejo y distribución, desde el pozo en
los campos donde se produce hasta los complejos
procesadores de gas donde es sometido a diferentes
procesos.
Por esto, cualquier modificación en los sistemas
de recolección y transporte que afecte la eficiencia
del manejo y distribución del gas en la trayectoria
pozo-complejo procesador de gas, incidirá de ma-
nera directa en el valor final del volumen de petróleo
crudo equivalente.
Figura 3.1 Evolución histórica de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo y de gas húmedo amargo.
Aceite crudodólares por barril
Gas húmedo amargodólares por miles de pies cúbicos
0
1
3
2
6
5
Ene Mar May2010 2011 2012
Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
0
20
80
40
100
120
60
4
Las reservas de hidrocarburos de México
15
3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de
manejo y transporte de PEP
El gas natural se transporta desde las baterías de
separación, si es gas asociado, o desde el pozo, si
es gas no asociado, hasta los complejos procesa-
dores de gas cuando se trata de gas húmedo y/o si
contiene impurezas, tales como azufre o nitrógeno.
El gas seco dulce se distribuye directamente para su
comercialización.
En algunas instalaciones, una fracción del gas de los
pozos se utiliza como combustible para la compre-
sión del mismo gas producido, en otras, una fracción
del gas es utilizado para reinyectarlo al yacimiento o
para utilizarlo en sistemas artificiales de producción
como el bombeo neumático, a esta fracción del gas
se le denomina autoconsumo. En otra circunstancia,
puede ocurrir también que no existan instalaciones
superficiales o éstas sean insuficientes para el manejo
y transporte del gas asociado, consecuentemente el
gas producido o parte del mismo se podría enviar a la
atmósfera, reduciéndose entonces el volumen del gas
que se envía a los complejos procesadores, o directa-
mente a comercialización. También ocurre la quema
de gas producido en aquellos campos con producción
marginal o intermitente de aceite, debido a los bajos
volúmenes de hidrocarburos producidos.
Por otra parte, el gas enviado a los complejos procesa-
dores experimenta cambios de temperatura, presión
y volumen en su trayecto a los mismos, dando origen
Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem)
Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt)
Factor de recuperación de condensados (frc)barriles por millón de pies cúbicos
0.5
0.4
0.3
0.2
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
10
20
30
40
50
60
70
80
Ene Mar
2010 2011 2012
May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur
0
Figura 3.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados, por región, del sistema petrolero nacional.
Estimación al 1 de enero de 2013
16
a la condensación de líquidos dentro de los ductos
y disminuyendo por ende su volumen. El gas resul-
tante de esta tercera reducción potencial, después
del autoconsumo y el envío a la atmósfera, es el que
efectivamente se entrega en las plantas. Además, los
líquidos obtenidos del gas natural durante su trans-
porte, conocidos como condensados, se entregan
también en los complejos procesadores de gas.
Estas reducciones en el manejo y transporte de gas
a los complejos procesadores se expresan cuanti-
tativamente mediante dos factores. El primero se
denomina factor de encogimiento por eficiencia en
el manejo, feem, el cual considera el envío de gas a
la atmósfera y el autoconsumo. El otro es el factor
de encogimiento por licuables en el transporte, felt,
que representa la disminución del volumen de gas
por su condensación en los ductos. Finalmente, se
tiene el factor de recuperación de 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 mensualmente
utilizando la información a nivel campo de las regiones
Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur. Se con-
sidera también la regionalización de la producción de
gas y condensado que se envía a más de un complejo
procesador de gas.
La evolución del factor de encogimiento por eficiencia
en el manejo, feem, que es el indicador del aprove-
chamiento del gas natural, muestra en los tres últimos
años un comportamiento estable en las regiones
Marina Suroeste, Norte y Sur al registrar pequeñas
variaciones en su valor, como se presenta en la figura
3.2. Sin embargo, en la Región Marina Noreste se tie-
nen variaciones de mayor magnitud que oscilan entre
valores de 0.28 y 0.43 puntos durante todo el periodo,
ocasionados por la inyección de gas al yacimiento.
El factor de encogimiento por licuables en el trans-
porte, felt, en la Región Marina Noreste muestra en
su evolución una estabilización desde finales del año
2010 y hasta el año 2012 ocasionado por la eficien-
cia operativa en las instalaciones de distribución.
Para la Región Marina Suroeste se tiene un ligero
decremento en el año 2012 generado por la redistri-
bución de las corrientes de gas. Las regiones Norte
y Sur no presentan variaciones importantes en su
comportamiento durante los últimos tres años. Estas
variaciones se muestran también en la figura 3.2.
En lo que respecta a la evolución del factor de re-
cuperación de condensados, frc, se tienen ligeras
variaciones en los tres últimos años en las regio-
nes Sur y Marina Suroeste. En la Región Norte se
tienen pequeñas variaciones en los años 2010 y
2011, no obstante a finales del año 2012 se tiene
un incremento de hasta 11 barriles de condensado
por millón de pies cúbicos de gas ocasionado por
la optimización de la recuperación de condensados
en el campo Nejo. En la caso de la Región Marina
Noreste, el factor de recuperación de condensados
desde el año 2011 muestra una tendencia creciente
teniendo en el año 2012 un promedio de 45.8 ba-
rriles de condensado por millón de pies cúbicos de
gas debido a la optimización de las instalaciones de
producción.
3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos
procesadores
Los complejos procesadores de gas, que pertenecen
a la filial Pemex Gas y Petroquímica Básica, se deno-
minan Arenque, Burgos, Cactus, Ciudad Pemex, La
Venta, Matapionche, Nuevo Pemex, Poza Rica y Rey-
nosa; y reciben el gas enviado por Pemex Exploración
y Producción que se produce en las cuatro regiones
que lo componen. El gas recibido en estas plantas
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;
posteriormente, a éste se le aplican procesos de
absorción y criogénicos para obtener los líquidos de
Las reservas de hidrocarburos de México
17
planta y el gas seco, también conocidos como hidro-
carburos licuados y gas residual. Las reducciones del
gas en estos procesos se expresan cuantitativamente
mediante dos factores, el factor de encogimiento por
impurezas, fei, que considera el efecto de retirar los
compuestos que no son hidrocarburos del gas, y el
factor de encogimiento por licuables en planta, felp,
que contempla el efecto de la separación de los hi-
drocarburos licuables del gas húmedo. De esta forma,
los líquidos obtenidos se relacionan al gas húmedo
mediante el factor de recuperación de líquidos en
planta, frlp.
La figura 3.3 muestra la evolución de los factores
antes mencionados, de forma mensual y para los
últimos tres años, en cada uno de los complejos
procesadores de gas. El factor de encogimiento por
impurezas registrado en el CPG Poza Rica presenta
ha tenido pequeñas variaciones teniendo un prome-
dio 97.6 por ciento durante el año 2012, generado
por una mejor eficiencia operativa. Los complejos
Nuevo Pemex y Ciudad Pemex han tenido un ligero
incremento trabajando por arriba del 95 por ciento
de eficiencia, es decir, continúan procesando gas
amargo con alto contenido de impurezas. El factor
de encogimiento por licuables en planta no presenta
variaciones importantes en los últimos años en los
diferentes complejos procesadores. El CPG Reynosa
continúa fuera de operación por mantenimiento desde
abril de 2009. El factor de recuperación de líquidos
en planta se ha mantenido estable en los tres últimos
años en casi todos los complejos procesadores de
Factor de encogimiento por impurezas (fei)
0.90
0.94
0.93
0.92
0.91
0.95
0.96
0.97
0.98
0.99
Factor de encogimiento por licuables en planta (felp)
0.65
0.60
0.55
0.70
0.75
0.95
0.80
1.00
0.85
0.90
Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp)barriles por millón de pies cúbicos
0
20
40
60
80
100
120
140
Ene Mar
2010 2011 2012
May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
MatapioncheCactus La VentaCd. Pemex Nuevo PemexArenque Burgos Poza Rica
Figura 3.3 Factores de encogimiento y recuperación de líquidos en los centros procesadores de gas en donde se entrega el gas natural de los yacimientos del país.
Estimación al 1 de enero de 2013
18
gas, excepto en el de Poza Rica, en donde el
factor se decremento a 39.5 barriles por millón
de pies cúbicos, debido a la mezcla de corrientes
del gas proveniente de los campos del Activo de
Producción Poza Rica-Altamira con el gas pro-
ducido en los campos del Activo de Producción
Aceite Terciario del Golfo.
3.3 Reservas remanentes totales
Al 1 de enero de 2013 las reservas totales o 3P del
país, alcanzaron un valor de 44,530.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, cifra superior
en 692.7 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente al valor reportado al 1 de enero de 2012. Del
total de reservas 3P, el 31.1 corresponde a reservas
probadas, 27.7 por ciento a reservas probables y 41.2
por ciento a reservas posibles. La integración de las
reservas en sus diferentes categorías se muestra en
la figura 3.4.
Cuadro 3.1 Distribución histórica de las reservas remanentes totales por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 30,497.3 417.3 3,563.1 8,597.0 43,074.7 61,236.0 54,083.8 44,712.2
Marina Noreste 11,123.6 248.1 243.1 482.5 12,097.2 4,539.6 3,234.8 2,509.3
Marina Suroeste 3,551.4 71.1 673.2 1,715.1 6,010.8 12,226.9 10,885.1 8,920.0
Norte 12,083.1 22.9 1,883.4 5,153.0 19,142.4 35,323.6 31,310.8 26,800.2
Sur 3,739.1 75.1 763.5 1,246.4 5,824.3 9,145.9 8,653.1 6,482.6
2011 Total 30,559.8 294.1 3,573.3 8,646.5 43,073.6 61,274.9 54,370.8 44,969.6
Marina Noreste 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3 4,757.1 3,460.0 2,730.6
Marina Suroeste 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7 13,248.0 11,914.4 9,754.5
Norte 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6 34,632.0 30,907.3 26,460.5
Sur 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9 8,637.8 8,089.2 6,024.1
2012 Total 30,612.5 367.8 3,953.1 8,903.9 43,837.3 61,640.9 55,637.1 46,308.5
Marina Noreste 11,595.3 143.3 261.5 526.1 12,526.3 4,438.6 3,472.0 2,736.4
Marina Suroeste 4,026.4 61.0 808.3 2,158.7 7,054.4 14,615.2 13,475.1 11,227.4
Norte 11,499.1 17.8 2,155.4 5,016.7 18,689.0 33,958.1 30,497.5 26,091.3
Sur 3,491.8 145.7 727.8 1,202.4 5,567.7 8,628.9 8,192.5 6,253.4
2013 Total 30,816.5 328.1 4,010.4 9,375.0 44,530.0 63,229.4 58,089.2 48,758.9
Marina Noreste 11,540.5 132.6 270.8 546.6 12,490.5 4,436.2 3,527.0 2,843.0
Marina Suroeste 4,036.0 55.9 1,054.6 2,191.2 7,337.8 16,001.9 14,095.9 11,396.3
Norte 11,753.9 21.4 1,892.5 5,346.0 19,013.7 33,748.4 31,705.4 27,804.1
Sur 3,486.1 118.3 792.5 1,291.2 5,688.1 9,042.9 8,760.9 6,715.5
mmmbpce
12.3
13.9
26.2
ProbablesProbadas 2P Posibles
18.4
3P
44.5
Figura 3.4 Integración por categoría de las reservas rema-nentes de petróleo crudo equivalente del país.
Las reservas de hidrocarburos de México
19
La distribución de las reservas totales por tipo de
fluido se muestra en el cuadro 3.1. Al 1 de enero de
2013, el aceite crudo contribuye con 69.2 por ciento,
el condensado con 0.7 por ciento, líquidos de planta
9.0 por ciento y el restante 21.1 por ciento para el gas
seco equivalente a líquido.
A nivel regional, la distribución de las reservas totales
de petróleo crudo equivalente, indica que la Región
Norte contribuye con el mayor porcentaje alcanzando
42.7 por ciento, la Región Marina Noreste 28.0 por
ciento, la Región Marina Suroeste 16.5 por ciento y
finalmente la Región Sur 12.8.
Refiriéndonos a las reservas totales de aceite crudo y
gas natural, se alcanzaron valores por 30,816.5 millo-
nes de barriles y 63,229.4 miles de millones de pies
cúbicos, respectivamente. Cifras que superaron en
204.0 millones de barriles de aceite y 1,588.5 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural a las reporta-
das el año anterior. Las reservas de gas entregado en
planta son 58,089.2 miles de millones de pies cúbicos
y las reservas de gas seco alcanzan 48,758.9 miles de
millones de pies cúbicos. En el cuadro 3.1 se muestra
esta información y su evolución histórica.
El cuadro 3.2 presenta la clasificación y evolución de
las reservas totales de aceite crudo de acuerdo a su
densidad. El aceite pesado contribuye con 52.2 por
ciento, el aceite ligero con 35.3 por ciento y el aceite
superligero con 12.5 por ciento. El mayor porcentaje
de reservas totales de aceite pesado se ubican en
Cuadro 3.2 Clasificación de las reservas totales, o 3P, de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 15,997.9 10,763.2 3,736.2 44,046.7 7,351.1 5,281.9 4,556.4 17,189.4
Marina Noreste 10,989.5 134.1 0.0 4,481.8 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 740.0 1,778.0 1,033.5 3,262.6 5,482.2 2,123.3 1,358.8 8,964.3
Norte 3,932.7 6,500.8 1,649.7 29,498.7 64.2 3,067.6 2,693.2 5,825.0
Sur 335.8 2,350.3 1,053.0 6,803.6 1,804.7 91.0 446.7 2,342.3
2011 Total 15,781.0 10,534.2 4,244.5 43,294.9 8,924.5 4,735.2 4,320.3 17,980.0
Marina Noreste 11,095.6 74.7 0.0 4,699.3 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 701.7 1,770.4 1,242.4 2,933.1 7,266.6 1,687.6 1,360.8 10,315.0
Norte 3,663.9 6,565.2 1,686.7 28,962.7 180.9 2,973.2 2,515.2 5,669.3
Sur 319.8 2,123.8 1,315.4 6,699.8 1,477.0 74.4 386.6 1,937.9
2012 Total 16,026.8 10,797.8 3,787.9 43,710.4 8,465.5 5,035.7 4,429.2 17,930.5
Marina Noreste 11,496.3 99.0 0.0 4,380.9 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 735.9 2,023.6 1,266.9 3,594.3 6,802.4 2,462.4 1,756.1 11,020.9
Norte 3,490.8 6,729.5 1,278.8 29,028.4 139.4 2,518.4 2,271.9 4,929.7
Sur 303.8 1,945.8 1,242.2 6,706.9 1,523.6 54.9 343.6 1,922.1
2013 Total 16,093.8 10,888.2 3,834.5 44,402.5 8,033.0 6,787.0 4,006.8 18,826.9
Marina Noreste 11,370.7 169.9 0.0 4,378.5 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 758.7 2,047.6 1,229.7 3,833.1 6,283.4 4,255.4 1,630.0 12,168.8
Norte 3,671.0 6,790.9 1,291.9 29,102.9 141.6 2,484.9 2,018.9 4,645.5
Sur 293.4 1,879.9 1,312.8 7,088.1 1,608.0 46.7 300.1 1,954.8
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Estimación al 1 de enero de 2013
20
campos de la Región Marina Noreste con el 70.7 por
ciento. Asimismo, la Región Norte contiene el ma-
yor porcentaje de aceite ligero con 62.4 por ciento,
mientras que para el caso del aceite superligero, los
mayores volúmenes se localizan en las regiones Sur,
Norte y Marina Suroeste con 34.2, 33.7 y 32.1 por
ciento, respectivamente.
También en el cuadro 3.2 se muestra la evolución las
reservas de gas natural, desglosadas en gas asociado
y en gas no asociado. Las reservas totales de gas na-
tural asociadas a yacimientos de aceite alcanzaron un
valor de 44,402.5 miles de millones de pies cúbicos,
que equivalen al 70.2 por ciento del total, mientras
que los volúmenes de reservas totales de gas no
asociado alcanzaron 18,826.9 miles de millones de
pies cúbicos, valor que equivale a 29.8 por ciento.
Los mayores volúmenes de reservas totales de gas
asociado se ubican en los yacimientos de los campos
de la Región Norte con 29,102.9 miles de millones de
pies cúbicos o 65.5 por ciento del total, en cuanto a
las reservas totales de gas no asociado los mayores
volúmenes se localizan en la Región Marina Suroeste
con 12, 168.8 miles de millones de pies cúbicos o
64.6 por ciento.
La evolución de las reservas totales de petróleo cru-
do equivalente del país en los últimos tres años se
muestra en la figura 3.5, donde además se observan
los principales elementos que generan las variaciones
de las reservas al 1 de enero de 2013. En este año,
las reservas totales de petróleo crudo equivalente
se incrementaron en 692.7 millones de barriles con
respecto al año anterior, producto de las adiciones
en las actividades de exploración que incorporaron
1,731.3 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente y de las revisiones por comportamiento de
la presión-producción o actualización del modelos
sísmico-geológico que incrementaron 510.3 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente; valores que
mitigaron las reducciones originadas por desarrollo
de campos por 195.6 millones de barriles de petró-
leo crudo equivalente y de la producción de 1,353.2
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Es importante mencionar que la incorporación explo-
ratoria alcanzó una tasa de restitución 3P del 127.9
por ciento.
La relación reserva-producción, que resulta de dividir
las reservas al 1 de enero de 2013 entre la producción
del año 2012, aumentó con respecto al año pasado
al alcanzar un valor de 32.9 años, considerando las
reservas totales o 3P de petróleo crudo equivalente.
Para la suma de las reservas probadas más probables
(2P) la relación es 19.3 años y para las reservas pro-
badas de 10.2 años. Es importante mencionar que la
obtención de este indicador supone una producción
constante, es decir, sin declinación; precios de hi-
drocarburos y costos de operación, mantenimiento y
transporte constantes y que no habrá incorporación
de reservas por exploración, ni variaciones de las
mismas por desarrollo de campos futuro.
mmmbpce
Adiciones Desarrollos 2013201220112010 ProducciónRevisiones
1.7 -0.2 -1.40.544.543.843.143.1
Figura 3.5 Evolución histórica de las reservas totales de petróleo crudo equivalente del país.
Las reservas de hidrocarburos de México
21
3.3.1 Reservas remanentes probadas
La estimación de las reservas probadas de hidrocar-
buros al 1 de enero de 2013, se realizó mediante la
aplicación de criterios y definiciones establecidas
por la Securities and Exchange Commission (SEC)
de los Estados Unidos, alcanzando 13,868.3 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. A nivel
regional, la Región Marina Noreste aporta 44.4 por
ciento, la Región Sur con 27.8 por ciento, la Región
Marina Suroeste con 15.6 por ciento y finalmente la
Región Norte con el restante 12.2 por ciento. Del to-
tal de reservas probadas por tipo de fluido, el aceite
crudo contribuye con 72.6 por ciento, el gas seco
equivalente a líquido con 17.6 por ciento, los líquidos
de planta con 8.2 por ciento y los condensados con
el restante 1.5 por ciento.
En relación a las reservas probadas de aceite crudo
del país, se tienen 10,073.2 millones de barriles al 1 de
enero de 2013, mientras que las reservas probadas de
gas natural presentan 17,075.4 miles de millones de
pies cúbicos. Las reservas probadas de gas entregado
en planta y gas seco contienen 15,563.7 y 12,713.1
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente,
y se ubican principalmente en la Región Sur. La evolu-
ción de estas reservas por fluido y región se muestran
en el cuadro 3.3.
Las reservas probadas de aceite crudo, clasificadas
de acuerdo a su densidad como aceite pesado, ligero
y superligero, así como las reservas de gas natural
clasificadas como gas asociado y no asociado, se
muestran en el cuadro 3.4. Las reservas probadas
de aceite pesado son las de mayor concentración en
Cuadro 3.3 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 10,419.6 256.5 1,015.2 2,300.8 13,992.1 16,814.6 14,824.2 11,966.1
Marina Noreste 6,091.0 155.6 157.4 307.9 6,711.8 2,872.7 2,071.3 1,601.5
Marina Suroeste 1,169.8 29.8 225.9 466.4 1,891.8 3,593.7 3,079.4 2,425.6
Norte 613.6 9.7 83.5 645.5 1,352.3 3,866.8 3,530.1 3,357.0
Sur 2,545.3 61.4 548.4 881.0 4,036.1 6,481.3 6,143.5 4,582.0
2011 Total 10,161.0 198.1 1,034.6 2,402.3 13,796.0 17,316.3 15,388.8 12,494.2
Marina Noreste 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4 3,083.2 2,271.0 1,787.2
Marina Suroeste 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3 4,063.6 3,557.0 2,843.9
Norte 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8 3,941.0 3,700.5 3,518.1
Sur 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5 6,228.6 5,860.3 4,344.9
2012 Total 10,025.2 238.7 1,098.1 2,448.3 13,810.3 17,224.4 15,617.2 12,733.5
Marina Noreste 5,528.0 93.2 173.6 344.6 6,139.4 2,848.7 2,280.2 1,792.0
Marina Suroeste 1,266.9 21.4 264.4 562.8 2,115.5 4,080.1 3,653.9 2,927.1
Norte 813.1 9.7 106.3 646.1 1,575.2 3,858.3 3,557.0 3,360.3
Sur 2,417.2 114.4 553.8 894.9 3,980.2 6,437.2 6,126.0 4,654.1
2013 Total 10,073.2 210.1 1,140.6 2,444.4 13,868.3 17,075.4 15,563.7 12,713.1
Marina Noreste 5,539.2 90.2 178.6 355.9 6,163.9 2,823.9 2,302.4 1,851.3
Marina Suroeste 1,309.6 17.2 289.4 549.1 2,165.3 4,168.8 3,593.0 2,856.1
Norte 934.5 10.3 107.4 636.4 1,688.5 3,752.9 3,513.4 3,309.7
Sur 2,290.0 92.4 565.3 902.9 3,850.6 6,329.8 6,154.9 4,696.1
Estimación al 1 de enero de 2013
22
el aceite crudo al contribuir con 61.0 por ciento y se
ubican principalmente en la Región Marina Noreste,
el aceite ligero aporta 28.5 por ciento y se concentra
en la Región Sur y el aceite superligero aporta 10.5
por ciento del total nacional de aceite crudo y las
regiones Sur y Marina Suroeste contienen la mayor
cantidad. La Región Marina Noreste representa 88.5
por ciento del total de reservas de aceite pesado del
mmmbpce
0.1
Adiciones
1.0
Desarrollos 2013201220112010
-1.4
Producción
0.3
Revisiones
13.913.813.814.0
Figura 3.6 Evolución histórica de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente del país.
Cuadro 3.4 Clasificación de las reservas probadas, o 1P, de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 6,482.5 3,021.7 915.3 10,719.5 2,498.2 1,581.4 2,015.5 6,095.1
Marina Noreste 6,039.2 51.8 0.0 2,858.3 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 113.2 766.4 290.1 1,618.1 1,529.5 308.6 137.4 1,975.6
Norte 276.3 321.3 16.0 1,009.8 36.4 1,198.0 1,622.6 2,857.0
Sur 53.8 1,882.2 609.2 5,233.3 932.3 74.7 241.0 1,248.0
2011 Total 6,150.5 2,938.3 1,072.2 10,806.6 2,920.1 1,700.3 1,889.2 6,509.6
Marina Noreste 5,636.9 45.3 0.0 3,068.7 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 111.5 818.1 326.3 1,483.3 1,990.7 452.0 137.5 2,580.2
Norte 314.0 331.1 13.4 1,093.9 113.4 1,188.9 1,544.8 2,847.1
Sur 88.3 1,743.8 732.5 5,160.7 815.9 59.4 192.5 1,067.9
2012 Total 6,118.1 2,792.4 1,114.7 10,901.6 3,047.1 1,652.9 1,622.8 6,322.8
Marina Noreste 5,472.7 55.3 0.0 2,834.5 0.0 0.0 14.2 14.2
Marina Suroeste 101.1 780.6 385.1 1,575.1 1,977.6 451.1 76.4 2,505.1
Norte 440.7 354.2 18.2 1,247.3 69.7 1,159.6 1,381.6 2,611.0
Sur 103.5 1,602.3 711.4 5,244.7 999.8 42.2 150.5 1,192.6
2013 Total 6,151.2 2,868.1 1,053.9 10,953.9 3,067.7 1,735.9 1,317.9 6,121.5
Marina Noreste 5,445.9 93.2 0.0 2,809.7 0.0 0.0 14.2 14.2
Marina Suroeste 98.6 836.3 374.6 1,605.7 2,036.1 451.1 75.9 2,563.1
Norte 498.4 419.1 16.9 1,338.3 49.9 1,249.9 1,114.7 2,414.6
Sur 108.2 1,519.4 662.4 5,200.2 981.7 34.8 113.1 1,129.6
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Las reservas de hidrocarburos de México
23
país, mientras que 53.0 por ciento del aceite ligero y
62.9 por ciento del aceite superligero se localiza en
la Región Sur.
Asimismo, las reservas probadas de gas natural
clasificadas como gas asociado y no asociado, se
muestran en el cuadro 3.4. Las reservas probadas de
gas asociado representan 64.2 por ciento del total, en
tanto que las reservas probadas de gas no asociado
alcanzan 35.8 por ciento. La Región Sur es la de mayor
aportación en las reservas probadas de gas asociado
con 47.5 por ciento. De igual manera, las regiones con
mayor concentración de reservas probabas de gas
no asociado son Marina Suroeste y Norte con 41.9 y
39.4 por ciento, respectivamente.
El comportamiento de las reservas probadas de
petrolero crudo equivalente en los últimos tres años
y los elementos que componen la diferencia entre
el año de evaluación y el año inmediato anterior se
muestran en la figura 3.6. En el último año, se observa
que la producción de 1,353.2 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente ha sido restituida en su
totalidad por las actividades de exploración, delimi-
tación, desarrollo y revisión de campos que aporta-
ron 1,411.2 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, es decir, se alcanzó una de restitución
del 104.3 por ciento.
Las reservas probadas de petróleo crudo equivalente
se clasifican en probadas desarrolladas y probadas no
desarrolladas. De esta forma, al 1 de enero de 2013
las reservas desarrolladas aportan 67.2 por ciento del
total nacional, y las no desarrolladas 32.8 por ciento,
como se presenta en la figura 3.7.
mmmbpce
9.3
13.9
Desarrolladas No desarrolladas
4.5
Probadas
Figura 3.7 Clasificación de las reservas remanentes probadas de petróleo crudo equivalente.
Cuadro 3.5 Reservas probadas de crudo y gas seco de los principales países productores.
Posición País Crudoa Posición País Gas seco mmb mmmpc
1 Venezuela 297,570 1 Rusia 1,688,228 2 Arabia Saudita 265,410 2 Irán 1,187,000 3 Canadá 173,105 3 Qatar 890,000 4 Irán 154,580 4 Arabia Saudita 287,844 5 Irak 141,350 5 Estados Unidos de América 272,509 6 Kuwait 101,500 6 Turkmenistán 265,000 7 Emiratos Árabes Unidos 97,800 7 Emiratos Árabes Unidos 215,035 8 Rusia 80,000 8 Venezuela 195,100 9 Libia 48,010 9 Nigeria 182,008 10 Nigeria 37,200 10 Argelia 159,054 11 Kazajstán 30,000 11 China 124,230 12 China 25,585 12 Irak 111,520 13 Qatar 25,380 13 Indonesia 108,400 14 Estados Unidos de América 20,682 14 Kazajstán 85,000 15 Brasil 13,154 15 Malasia 83,000 16 Argelia 12,200 16 Egipto 77,200 17 México 11,424 35 México 12,713
Fuente: México, Pemex Exploración y Producción. Otros países, Oil & Gas Journal, December 3, 2012a. Incluye condensados y líquidos del gas natural
Estimación al 1 de enero de 2013
24
En el ámbito internacional, y en referencia a las re-
servas probadas de aceite, condensado y líquidos de
planta, México continúa ocupando el décimo séptimo
lugar entre los países productores. Tratándose de las
reservas probadas de gas seco, nuestro país se ubica
en la posición número 35. El cuadro 3.5 muestra las
reservas probadas de crudo y gas seco de los princi-
pales países productores.
3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas
Al 1 de enero de 2013, las reservas probadas desa-
rrolladas ascienden a 9,318.9 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. La Región Marina Noreste
contribuye con el mayor volumen de estas reservas
con 54.0 por ciento, seguida de la Región Sur con
25.9 por ciento y de las regiones Marina Suroeste y
Norte, con 11.3 y 8.8 por ciento, respectivamente. Lo
anterior se muestra en el cuadro 3.6.
En base al tipo de fluido, la reserva probada desa-
rrollada de aceite comprende 74.6 por ciento, el gas
seco equivalente a líquido 16.4 por ciento, en tanto
que a los líquidos de planta y los condensados les
corresponde 7.5 y 1.5 por ciento, respectivamente.
Con respecto a la evaluación del año anterior, la
reserva probada desarrollada de petróleo crudo
equivalente muestra un incremento de 1.9 por ciento.
Dicho incremento se atribuye al hecho de que las
actividades exploratorias, de delimitación, desarro-
llos y revisiones, adicionaron 1,524.1 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, con lo cual se
restituyó 112.6 por ciento de la producción anual, la
Cuadro 3.6 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas desarrolladas por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 7,364.2 189.8 613.3 1,458.5 9,625.9 10,629.0 9,315.3 7,585.7
Marina Noreste 4,658.6 130.9 128.8 249.8 5,168.1 2,301.9 1,683.8 1,299.3
Marina Suroeste 647.8 16.7 108.0 197.5 970.0 1,614.5 1,345.9 1,027.3
Norte 275.0 7.8 42.9 461.5 787.1 2,683.9 2,482.8 2,400.2
Sur 1,782.9 34.4 333.6 549.7 2,700.7 4,028.7 3,802.8 2,858.9
2011 Total 7,016.9 131.5 644.6 1,526.9 9,319.8 11,007.5 9,742.8 7,941.1
Marina Noreste 4,281.5 64.0 146.2 289.2 4,780.8 2,541.7 1,914.8 1,504.3
Marina Suroeste 604.8 10.0 90.7 169.5 875.0 1,362.4 1,140.0 881.7
Norte 318.1 8.1 47.1 483.0 856.3 2,765.1 2,601.7 2,511.9
Sur 1,812.5 49.4 360.7 585.1 2,807.7 4,338.4 4,086.3 3,043.1
2012 Total 6,787.4 149.9 680.8 1,530.0 9,148.0 10,771.8 9,754.7 7,957.3
Marina Noreste 4,302.9 79.6 149.7 294.7 4,826.9 2,390.4 1,953.8 1,532.9
Marina Suroeste 621.1 9.8 100.7 189.6 921.1 1,471.3 1,266.5 985.8
Norte 305.3 7.4 49.6 425.9 788.2 2,474.6 2,301.0 2,215.1
Sur 1,558.1 53.2 380.8 619.8 2,611.8 4,435.4 4,233.3 3,223.5
2013 Total 6,950.5 139.0 700.7 1,528.7 9,318.9 10,666.5 9,703.1 7,950.8
Marina Noreste 4,487.6 74.0 157.5 311.5 5,030.6 2,431.9 2,017.9 1,620.1
Marina Suroeste 699.2 9.9 119.1 225.1 1,053.2 1,745.3 1,473.3 1,170.7
Norte 370.8 6.1 49.9 391.4 818.2 2,283.8 2,126.1 2,035.4
Sur 1,392.9 48.9 374.3 600.8 2,416.9 4,205.5 4,085.8 3,124.7
Las reservas de hidrocarburos de México
25
cual fue de 1,353.2 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente.
Respecto a la reserva probada desarrollada de aceite
al 1 de enero de 2013, a nivel nacional su volumen
asciende a 6,950.5 millones de barriles. Los mayores
volúmenes de reservas se localizan en la Región
Marina Noreste con 4,487.6 millones de barriles o
64.6 por ciento del total nacional. Con referencia a las
reservas probadas desarrolladas de gas natural al 1
de enero de 2013, éstas ascienden a 10,666.5 miles
de millones de pies cúbicos. De este volumen, los
campos de la Región Sur contienen 4,205.5 miles de
millones de pies cúbicos o 39.4 por ciento, mientras
que los campos de la Región Marina Noreste contie-
nen 2,431.9 miles de millones de pies cúbicos o 22.8
por ciento. Asimismo, la reserva de gas entregado
en planta alcanzó 9,703.1 miles de millones de pies
cúbicos, en tanto que la reserva de gas seco sumó
7,950.8 miles de millones de pies cúbicos, como se
indica en el cuadro 3.6.
A nivel nacional, y según la conformación de la
reserva probada desarrollada de aceite, 67.4 por
ciento de la misma es de aceite pesado, 24.6 por
ciento de aceite ligero, en tanto que la reserva de
aceite superligero le corresponde 8.0 por ciento. En
un contexto regional, 94.5 por ciento de la reserva
probada desarrollada de aceite pesado corresponde
a la Región Marina Noreste, en tanto la Región Sur
posee 53.0 y 78.9 por ciento de las reservas de aceite
ligero y superligero, respectivamente. De acuerdo a
Cuadro 3.7 Clasificación de las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 4,814.3 1,986.5 563.4 6,841.1 1,255.8 1,011.9 1,520.2 3,787.9
Marina Noreste 4,645.2 13.4 0.0 2,301.9 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 523.6 124.2 1,161.7 452.8 0.0 0.0 452.8
Norte 144.4 130.5 0.0 439.1 0.0 941.4 1,303.4 2,244.9
Sur 24.7 1,319.0 439.2 2,938.5 803.0 70.4 216.8 1,090.2
2011 Total 4,476.3 1,917.7 622.9 7,408.1 1,220.3 936.7 1,442.4 3,599.4
Marina Noreste 4,265.2 16.3 0.0 2,541.7 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 527.1 77.7 1,021.3 341.1 0.0 0.0 341.1
Norte 169.8 143.3 5.1 502.3 107.7 880.7 1,274.3 2,262.7
Sur 41.3 1,231.0 540.1 3,342.8 771.5 56.0 168.1 995.6
2012 Total 4,493.1 1,688.9 605.4 7,251.6 1,433.8 888.2 1,198.2 3,520.2
Marina Noreste 4,278.0 25.0 0.0 2,390.4 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 536.3 84.8 1,035.5 435.8 0.0 0.0 435.8
Norte 175.7 124.5 5.0 507.6 49.0 846.0 1,072.0 1,967.1
Sur 39.4 1,003.1 515.5 3,318.1 948.9 42.2 126.2 1,117.3
2013 Total 4,686.8 1,708.6 555.1 7,308.8 1,523.6 887.2 947.0 3,357.7
Marina Noreste 4,430.6 57.0 0.0 2,431.9 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 586.4 112.8 1,049.6 695.7 0.0 0.0 695.7
Norte 206.4 159.9 4.5 548.7 25.8 852.4 856.9 1,735.1
Sur 49.9 905.2 437.8 3,278.6 802.1 34.8 90.1 926.9
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Estimación al 1 de enero de 2013
26
lo anterior, el cuadro 3.7 muestra la distribución de
la reserva probada desarrollada de aceite, en base a
su densidad.
Por otra parte, el cuadro 3.7 muestra la distribución
de la reserva probada desarrollada de gas natural. De
esta forma, al 1 de enero de 2013 la reserva probada
desarrollada de gas asociado comprende 68.5 por
ciento del total, mientras que a la reserva probada
desarrollada de gas no asociado le corresponde 31.5
por ciento. En particular, el mayor volumen de reserva
probada desarrollada de gas asociado se localiza en
las regiones Sur y Marina Noreste con 44.9 y 33.3 por
ciento, respectivamente. Mientras que los mayores
volúmenes de reservas probadas desarrolladas de gas
no asociado se localizan en las regiones Norte y Sur
con 51.7 y 27.6 por ciento respectivamente.
3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas
Las reservas probadas no desarrolladas de petróleo
crudo equivalente ascienden a 4,549.4 millones de
barriles al 1 de enero de 2013. Las regiones marinas
Noreste y Suroeste contienen alrededor de la mitad de
estas reservas, al contribuir con 24.9 y 24.4 por ciento,
respectivamente. Asimismo, la Región Sur sigue siendo
la de mayor aportación con 31.5 por ciento, mientras
que la Región Norte contiene 19.1 por ciento. El cuadro
3.8 presenta la distribución anterior. Con respecto al
año anterior, las reservas probadas no desarrolladas
de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2013
muestran un decremento de 2.4 por ciento.
De acuerdo al tipo de fluido, las reserva probadas no
desarrolladas de aceite comprende 68.6 por ciento,
Cuadro 3.8 Distribución histórica de las reservas probadas no desarrolladas por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 3,055.4 66.7 401.9 842.2 4,366.2 6,185.5 5,508.9 4,380.5
Marina Noreste 1,432.4 24.6 28.5 58.1 1,543.7 570.8 387.4 302.2
Marina Suroeste 522.0 13.1 117.9 268.9 921.8 1,979.3 1,733.5 1,398.3
Norte 338.6 2.0 40.7 184.0 565.2 1,182.9 1,047.3 956.8
Sur 762.4 27.0 214.8 331.3 1,335.5 2,452.6 2,340.6 1,723.1
2011 Total 3,144.1 66.6 390.0 875.4 4,476.2 6,308.7 5,646.0 4,553.1
Marina Noreste 1,400.7 21.4 26.1 54.4 1,502.6 541.5 356.2 282.9
Marina Suroeste 651.0 12.2 160.8 377.3 1,201.4 2,701.2 2,417.0 1,962.2
Norte 340.3 3.0 42.7 193.5 579.5 1,175.9 1,098.8 1,006.2
Sur 752.1 30.0 160.4 250.3 1,192.8 1,890.2 1,774.0 1,301.8
2012 Total 3,237.8 88.8 417.3 918.3 4,662.3 6,452.6 5,862.5 4,776.3
Marina Noreste 1,225.1 13.7 23.9 49.8 1,312.5 458.3 326.4 259.1
Marina Suroeste 645.8 11.6 163.7 373.2 1,194.4 2,608.8 2,387.4 1,941.2
Norte 507.8 2.2 56.8 220.2 787.0 1,383.7 1,256.0 1,145.3
Sur 859.1 61.2 173.0 275.1 1,368.4 2,001.8 1,892.7 1,430.6
2013 Total 3,122.7 71.1 439.9 915.7 4,549.4 6,408.9 5,860.6 4,762.3
Marina Noreste 1,051.5 16.2 21.1 44.5 1,133.3 392.0 284.5 231.2
Marina Suroeste 610.4 7.3 170.4 324.1 1,112.1 2,423.5 2,119.7 1,685.4
Norte 563.7 4.2 57.5 245.0 870.3 1,469.1 1,387.3 1,274.2
Sur 897.1 43.4 191.0 302.1 1,433.7 2,124.3 2,069.1 1,571.4
Las reservas de hidrocarburos de México
27
la de gas seco equivalente a líquido 20.1 por ciento,
mientras que la de líquidos de planta engloba 9.7 por
ciento y la de condensado complementa el total con
1.6 por ciento.
En lo que respecta al rubro de aceite, las reservas
probadas no desarrolladas del país al 1 de enero de
2013, equivale a 3,122.7 millones de barriles. La mayor
concentración se tiene en la Región Marina Noreste con
33.7 por ciento y la Región Sur con 28.7 por ciento,
mientras que las regiones Marina Suroeste y Norte
contribuyen con 37.6 por ciento, restante. Para el rubro
de gas natural, las reservas probadas no desarrolladas
al 1 de enero de 2013 ascienden a 6,408.9 miles de
millones de pies cúbicos, concentrándose la mayor
cantidad en las regiones Sur y Marina Suroeste con el
71.0 por ciento, en lo que respecta a la Región Norte
su contribución es de 22.9 por ciento y la Región Ma-
rina Noreste con el 6.1 por ciento, que es la de menor
contribución, como se ilustra en el cuadro 3.8. Para las
reservas probadas no desarrolladas de gas entregado
en planta y gas seco de 5,860.6 y 4,762.3 miles de
millones de pies cúbicos, respectivamente, la distri-
bución a nivel regional es similar a la que se tienen en
las reservas no desarrolladas de gas natural.
De acuerdo a la clasificación del aceite por su densidad,
al 1 enero de 2013, las reservas probadas no desarro-
lladas de aceite pesado son de 1,464.4 millones de
barriles, siendo la Región Marina Noreste la de mayor
concentración con el 69.3 por ciento del total. Con
relación a las reservas probadas no desarrolladas de
Cuadro 3.9 Clasificación de las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 1,668.2 1,035.2 352.0 3,878.4 1,242.4 569.5 495.3 2,307.2
Marina Noreste 1,394.0 38.4 0.0 556.4 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 113.2 242.8 165.9 456.5 1,076.7 308.6 137.4 1,522.8
Norte 131.9 190.7 16.0 570.7 36.4 256.6 319.2 612.2
Sur 29.1 563.2 170.0 2,294.8 129.3 4.3 24.3 157.8
2011 Total 1,674.2 1,020.6 449.3 3,398.5 1,699.8 763.6 446.8 2,910.2
Marina Noreste 1,371.6 29.1 0.0 527.1 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 111.5 291.0 248.6 462.1 1,649.6 452.0 137.5 2,239.1
Norte 144.2 187.8 8.3 591.5 5.7 308.2 270.5 584.4
Sur 46.9 512.8 192.4 1,817.9 44.5 3.4 24.4 72.3
2012 Total 1,625.0 1,103.5 509.3 3,650.0 1,613.3 764.7 424.6 2,802.6
Marina Noreste 1,194.8 30.3 0.0 444.1 0.0 0.0 14.2 14.2
Marina Suroeste 101.1 244.3 300.3 539.6 1,541.7 451.1 76.4 2,069.2
Norte 265.0 229.6 13.1 739.8 20.7 313.6 309.6 643.9
Sur 64.1 599.2 195.8 1,926.6 50.9 0.0 24.4 75.3
2013 Total 1,464.4 1,159.5 498.8 3,645.2 1,544.1 848.7 370.9 2,763.7
Marina Noreste 1,015.4 36.2 0.0 377.8 0.0 0.0 14.2 14.2
Marina Suroeste 98.6 249.9 261.8 556.2 1,340.4 451.1 75.9 1,867.4
Norte 292.1 259.2 12.4 789.6 24.1 397.6 257.8 679.5
Sur 58.3 614.2 224.6 1,921.6 179.6 0.0 23.0 202.7
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Estimación al 1 de enero de 2013
28
aceite ligero de 1,159.5 millones de barriles, la Región
Sur contiene más de la mitad con el 53.0 por ciento,
mientras que las regiones Norte y Marina Suroeste en
conjunto aportan 43.9 por ciento y la Región Marina
Noreste el 3.1 por ciento restante. Para las reservas
probadas no desarrolladas de aceite superligero de
498.8 millones de barriles, la Región Marina Suroeste
aporta el 52.5 por ciento del total, la Región Sur el 45.0
por ciento y por último la Región Norte con el 2.5 por
ciento restante. En el cuadro 3.9 se muestra la clasifi-
cación de las reservas probadas no desarrolladas de
aceite crudo en base a su densidad.
El gas natural de acuerdo su asociación con el aceite,
se clasifica en asociado y no asociado, estas últimas
incluyen yacimientos de gas y condensado, gas seco
y gas húmedo. Así, al 1 de enero de 2013, las reservas
probadas no desarrolladas de gas asociado alcanzan
3,645.2 miles de millones de pies cúbicos, que equi-
valen al 56.9 por ciento del total. La Región Sur integra
la mayor cantidad de estas reservas con el 52.7 por
ciento, le sigue la Región Norte con el 21.7 por ciento,
la Región Marina Suroeste con el 15.3 por ciento y la
Región Marina Noreste con el 10.4 por ciento restante.
Finalmente, las reservas probadas no desarrolladas de
gas no asociado equivale a 2,763.7 miles de millones
de pies cúbicos, donde en gran parte los yacimientos
de gas y condensado de la Región Marina Suroeste
aportan el 67.6 por ciento del total. En menor proporción
los yacimientos de gas húmedo y seco de la Región
Norte contribuyen con el 24.6 por ciento, la Región Sur
cuenta el 7.3 por ciento y la Región Marina Noreste en
proporción la cantidad restante.
3.3.2. Reservas probables
Las reservas probables de petróleo crudo equivalente
al 1 de enero de 2013 ascienden a 12,305.9 millones
de barriles. Con relación al 1 de enero de 2012, las
reservas probables de petróleo crudo equivalente
muestran una pequeña disminución del 0.4 por ciento,
es decir, 46.8 millones de barriles. La Región Norte
contiene casi la mitad de estas reservas al contribuir
con el 49.5 por ciento, continua la Región Marina
Noreste con 25.9 por ciento, la Región Marina Su-
roeste con 17.1 por ciento y en menor proporción la
Región Sur con 7.4 por ciento. En lo que respecta a
los productos que componen las reservas probables
de petróleo crudo equivalente, el aceite contribuye
con 68.7 por ciento, el gas seco equivalente a líquido
con 21.5 por ciento, los líquidos de planta con 9.1
por ciento y finalmente el condensado con el 0.6 por
ciento. El comportamiento de las reservas probables
de petróleo crudo equivalente del país y su comporta-
miento histórico en los últimos tres años se muestran
en la figura 3.8.
Al 1 de enero de 2013, las reservas probables de aceite
ascienden a 8,456.9 millones de barriles, ubicándose
mmmbpce
Adiciones Desarrollos 2013201220112010 Revisiones
0.4 -0.60.212.312.4
15.014.2
Figura 3.8 Comportamiento histórico de las reservas probables de petróleo crudo equivalente del país.
Las reservas de hidrocarburos de México
29
principalmente en las regiones Norte y Marina Noreste
con 42.9 y 35.3 por ciento, respectivamente. Asimis-
mo, la Región Marina Suroeste contribuye con el 14.6
por ciento y la Región Sur con el 7.2 por ciento. Para
el rubro de gas natural, las reservas probables al 1 de
enero de 2013 muestran un valor de 17,826.8 miles de
millones de pies cúbicos, la mayor concentración se
encuentra en la Región Norte con el 63.7 por ciento del
total, mientras que la Región Marina Suroeste integra
el 23.8 por ciento y las regiones Marina Noreste y Sur
las reservas restantes. La evolución de las reservas
probables distribuidas por región y tipo de fluido se
muestra en el cuadro 3.10.
Para el caso de las reservas probables de gas entre-
gado en planta de 16,325.9 miles de millones de pies
cúbicos, el 65.4 por ciento se encuentra en la Región
Norte, el 22.5 por ciento en la Región Marina Suroeste,
el 7.5 por ciento en la Región Sur y el 4.6 por ciento
en la Región Marina Noreste. En lo que respecta a
las reservas probables de gas seco de 13,773.8 miles
de millones de pies cúbicos, la distribución a nivel
regional es similar a las anteriores.
Las reservas probables aceite clasificadas de acuer-
do a su densidad, indican que al 1 de enero de 2013
el 53.0 por ciento son de aceite pesado, el 36.1 por
ciento de aceite ligero y el 10.9 por ciento de aceite
superligero. En lo relativo a la distribución regional de
las reservas probables de aceite pesado el 64.8 por
ciento lo integra la Región Marina Noreste, el 27.2 por
ciento la Región Norte y el 7.9 por ciento restante las
regiones Sur y Marina Suroeste. De igual manera, para
las reservas probables de aceite ligero, la Región Nor-
Cuadro 3.10 Distribución histórica de las reservas probables por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 10,020.5 70.9 1,210.9 2,934.3 14,236.6 20,694.3 18,324.1 15,261.0
Marina Noreste 2,313.6 40.9 42.5 82.6 2,479.5 795.5 556.4 429.6
Marina Suroeste 936.3 14.2 156.7 422.2 1,529.5 2,961.7 2,662.0 2,195.9
Norte 6,077.6 5.8 873.6 2,193.3 9,150.2 15,232.9 13,484.6 11,407.0
Sur 693.1 10.1 138.1 236.2 1,077.4 1,704.2 1,621.1 1,228.4
2011 Total 10,736.4 58.0 1,238.9 2,979.8 15,013.1 20,905.4 18,627.2 15,497.7
Marina Noreste 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6 825.1 593.4 466.4
Marina Suroeste 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0 3,454.6 3,134.3 2,596.3
Norte 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2 14,972.1 13,310.0 11,240.9
Sur 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2 1,653.6 1,589.6 1,194.0
2012 Total 8,548.1 84.6 1,163.9 2,556.1 12,352.7 17,612.5 15,950.5 13,293.9
Marina Noreste 2,999.7 35.4 56.6 111.8 3,203.6 942.7 740.9 581.6
Marina Suroeste 1,202.4 18.3 209.9 545.7 1,976.4 3,765.4 3,421.4 2,838.4
Norte 3,679.3 3.9 784.2 1,701.8 6,169.3 11,529.7 10,460.6 8,851.1
Sur 666.7 26.9 113.2 196.7 1,003.4 1,374.6 1,327.6 1,022.8
2013 Total 8,456.9 76.5 1,124.2 2,648.3 12,305.9 17,826.8 16,325.9 13,773.8
Marina Noreste 2,984.7 28.7 59.0 117.0 3,189.4 958.4 757.4 608.4
Marina Suroeste 1,234.4 21.6 288.2 563.0 2,107.2 4,250.6 3,668.1 2,928.1
Norte 3,630.0 5.5 671.6 1,785.4 6,092.6 11,351.8 10,677.3 9,285.9
Sur 607.8 20.6 105.4 182.9 916.7 1,266.0 1,223.1 951.4
Estimación al 1 de enero de 2013
30
te concentra la mayor cantidad con 66.7 por ciento,
mientras que la Región Marina Suroeste contiene el
22.4 por ciento y las regiones Marina Noreste y Sur el
10.9 por ciento. Para las reservas probables de aceite
superligero el 40.7 por ciento se ubican en la Región
Norte, el 31.5 por ciento en la Región Sur y el 27.8 por
ciento restante en la Región Marina Suroeste. En el
cuadro 3.11 se muestra la clasificación por densidad
de las reservas probables de aceite crudo.
En lo que respecta a la clasificación de las reservas
probables de gas natural, al 1 de enero de 2013, las
reservas de gas asociado representan 76.0 por ciento
del total nacional y las reservas de gas no asociado
el 24.0 por ciento. La Región Norte contiene la mayor
cantidad de reservas probables de gas asociado al
contabilizar el 76.2 por ciento del total nacional, prove-
nientes principalmente de yacimientos de aceite y gas
disuelto. Las reservas probables de gas no asociado se
ubican en gran parte en yacimientos de gas y conden-
sado que existen en la Región Marina Suroeste, la cual
contribuye con el 68.4 por ciento del total. Asimismo, la
Región Norte aporta 24.1 por ciento de estas reservas
contenidas en yacimientos de gas seco y húmedo. Esta
clasificación de las reservas probables de gas natural
se muestra en el mismo cuadro 3.11.
3.3.3. Reservas posibles
Las reservas posibles de petróleo crudo equivalente
ascienden a 18,355.8 millones de barriles al 1 de
Cuadro 3.11 Clasificación de las reservas probables de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 4,711.6 3,794.5 1,514.4 16,352.6 1,791.6 1,518.0 1,032.0 4,341.7
Marina Noreste 2,236.8 76.8 0.0 794.2 0.0 0.0 1.2 1.2
Marina Suroeste 219.1 476.3 241.0 750.1 1,241.8 606.7 363.2 2,211.6
Norte 2,117.6 2,984.3 975.6 13,781.1 24.2 899.3 528.3 1,451.8
Sur 138.2 257.0 297.8 1,027.2 525.6 12.0 139.4 677.0
2011 Total 5,237.9 3,890.2 1,608.4 16,366.2 2,186.9 1,370.7 981.6 4,539.2
Marina Noreste 2,898.3 29.4 0.0 823.7 0.0 0.0 1.4 1.4
Marina Suroeste 227.9 484.4 288.8 753.3 1,679.9 656.6 364.8 2,701.2
Norte 2,014.9 3,109.2 896.1 13,720.4 61.5 702.5 487.7 1,251.7
Sur 96.8 267.2 423.5 1,068.7 445.5 11.7 127.7 584.9
2012 Total 4,621.3 2,912.0 1,014.9 13,377.5 2,085.8 1,233.7 915.5 4,235.0
Marina Noreste 2,956.0 43.7 0.0 941.1 0.0 0.0 1.6 1.6
Marina Suroeste 291.7 650.7 260.0 1,019.6 1,735.5 641.6 368.7 2,745.8
Norte 1,304.1 1,974.1 401.1 10,442.8 63.8 582.7 440.4 1,087.0
Sur 69.4 243.5 353.8 974.0 286.5 9.3 104.8 400.6
2013 Total 4,485.9 3,050.6 920.4 13,550.0 1,403.5 2,076.1 797.3 4,276.9
Marina Noreste 2,908.1 76.7 0.0 957.0 0.0 0.0 1.5 1.5
Marina Suroeste 294.1 684.5 255.8 1,324.6 1,169.2 1,458.1 298.7 2,926.0
Norte 1,222.2 2,033.3 374.5 10,320.6 26.1 609.5 395.6 1,031.2
Sur 61.5 256.1 290.1 947.8 208.2 8.5 101.6 318.3
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Las reservas de hidrocarburos de México
31
enero de 2013. La Región Norte concentra el 61.2
por ciento de estas reservas, mientras que la Región
Marina Noreste el 17.1 por ciento, la Región Marina
Suroeste 16.7 por ciento y la Región Sur el 5.0 por
ciento restante. En forma desagregada el aceite crudo
contribuye con 66.9 por ciento, el gas seco equivalen-
te a líquido con 23.3 por ciento, los líquidos de planta
con 9.5 por ciento y el condensado 0.2 por ciento. Su
distribución regional y por tipo de fluido se muestra
en el cuadro 3.12.
Al 1 de enero de 2013, las reservas posibles de aceite
crudo se estimaron en 12,286.5 millones de barriles,
localizándose principalmente en la Región Norte con
el 58.5 por ciento y en la Marina Noreste con el 24.6
por ciento. En relación a las reservas posibles de gas
natural se tienen 28,327.1 miles de millones de pies
cúbicos, de los cuales la Región Norte aporta la ma-
yor cantidad con el 65.8 por ciento del total. De igual
manera para las reservas posibles de gas entregado
en planta de 26,199.6 miles de millones de pies cú-
bicos la Región Norte contiene el volumen más alto
al contabilizar el 66.9 por ciento. Lo mismo ocurre
para las reservas posibles de gas seco de 22,272
miles de millones de pies cúbicos, la Región Norte
integra 68.3 por ciento, como se observa también
en el cuadro 3.12.
De acuerdo a la clasificación del aceite, al 1 de ene-
ro de 2013 las reservas posibles de aceite pesado
contribuyen con 44.4 por ciento, el aceite ligero con
40.4 por ciento y el aceite superligero con 15.1 por
ciento, como se observa en el cuadro 3.13. Las reser-
vas posibles de aceite pesado se concentran en gran
Cuadro 3.12 Distribución histórica de las reservas posibles por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 10,057.2 89.8 1,337.1 3,361.9 14,846.0 23,727.2 20,935.5 17,485.1
Marina Noreste 2,719.0 51.7 43.2 91.9 2,905.9 871.4 607.2 478.2
Marina Suroeste 1,445.3 27.1 290.6 826.5 2,589.5 5,671.5 5,143.7 4,298.5
Norte 5,392.0 7.4 926.2 2,314.2 8,639.8 16,223.9 14,296.1 12,036.2
Sur 500.8 3.7 77.0 129.3 710.8 960.4 888.6 672.2
2011 Total 9,662.4 38.0 1,299.7 3,264.4 14,264.5 23,053.3 20,354.8 16,977.8
Marina Noreste 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3 848.8 595.6 476.9
Marina Suroeste 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4 5,729.9 5,223.1 4,314.2
Norte 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6 15,718.9 13,896.8 11,701.5
Sur 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2 755.6 639.3 485.2
2012 Total 12,039.3 44.5 1,691.1 3,899.5 17,674.3 26,804.0 24,069.5 20,281.1
Marina Noreste 3,067.6 14.6 31.3 69.8 3,183.3 647.2 451.0 362.8
Marina Suroeste 1,557.1 21.2 334.0 1,050.2 2,962.5 6,769.7 6,399.8 5,461.9
Norte 7,006.7 4.2 1,264.9 2,668.7 10,944.5 18,570.0 16,479.9 13,879.9
Sur 407.9 4.4 60.9 110.8 584.1 817.1 738.8 576.5
2013 Total 12,286.5 41.5 1,745.5 4,282.3 18,355.8 28,327.1 26,199.6 22,272.0
Marina Noreste 3,016.7 13.7 33.2 73.7 3,137.2 653.9 467.1 383.3
Marina Suroeste 1,492.1 17.1 477.0 1,079.1 3,065.2 7,582.5 6,834.8 5,612.1
Norte 7,189.4 5.5 1,113.5 2,924.2 11,232.6 18,643.7 17,514.8 15,208.6
Sur 588.3 5.3 121.9 205.4 920.8 1,447.0 1,383.0 1,068.1
Estimación al 1 de enero de 2013
32
medida en las regiones Marina Noreste y Norte con
55.3 y 35.7 por ciento, respectivamente. Asimismo, la
Región Norte consolida la mayor cantidad de reservas
posibles de aceite ligero al contribuir con 87.3 por
ciento del país, en cambio las reservas posibles de
aceite superligero están distribuidas en las regiones
Norte con 48.4 por ciento, Marina Suroeste con 32.2
por ciento y Sur con 19.4 por ciento.
Cuadro 3.13 Clasificación de las reservas posibles de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2010 Total 4,803.8 3,946.9 1,306.5 16,974.6 3,061.2 2,182.4 1,509.0 6,752.6
Marina Noreste 2,713.5 5.5 0.0 829.3 0.0 0.0 42.1 42.1
Marina Suroeste 407.7 535.2 502.4 894.4 2,710.9 1,208.0 858.3 4,777.1
Norte 1,538.7 3,195.2 658.1 14,707.8 3.6 970.2 542.3 1,516.1
Sur 143.8 211.0 146.0 543.1 346.7 4.3 66.3 417.3
2011 Total 4,392.6 3,705.8 1,564.0 16,122.1 3,817.5 1,664.2 1,449.4 6,931.2
Marina Noreste 2,560.5 0.0 0.0 806.9 0.0 0.0 42.0 42.0
Marina Suroeste 362.3 468.0 627.4 696.4 3,596.0 579.0 858.5 5,033.5
Norte 1,335.1 3,125.0 777.3 14,148.4 6.0 1,081.8 482.7 1,570.5
Sur 134.8 112.8 159.3 470.4 215.5 3.4 66.3 285.2
2012 Total 5,287.5 5,093.5 1,658.3 19,431.3 3,332.6 2,149.2 1,891.0 7,372.7
Marina Noreste 3,067.6 0.0 0.0 605.2 0.0 0.0 42.0 42.0
Marina Suroeste 343.1 592.2 621.7 999.6 3,089.4 1,369.7 1,311.0 5,770.0
Norte 1,745.9 4,401.2 859.5 17,338.3 5.9 776.1 449.8 1,231.8
Sur 130.9 100.0 177.1 488.2 237.3 3.4 88.2 328.9
2013 Total 5,456.8 4,969.6 1,860.1 19,898.6 3,561.8 2,975.1 1,891.6 8,428.5
Marina Noreste 3,016.7 0.0 0.0 611.8 0.0 0.0 42.1 42.1
Marina Suroeste 366.0 526.8 599.3 902.7 3,078.1 2,346.2 1,255.4 6,679.8
Norte 1,950.4 4,338.5 900.5 17,444.0 65.6 625.5 508.6 1,199.8
Sur 123.7 104.3 360.3 940.1 418.1 3.4 85.4 506.9
* G y C: yacimientos de gas y condensado
mmmbpce
Adiciones Desarrollos 2013201220112010 Revisiones
1.2 -0.60.018.4
17.7
14.314.8
Figura 3.9 Comportamiento histórico de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente del país.
Las reservas de hidrocarburos de México
33
Las reservas posibles de gas asociado representan
el 70.2 por ciento del total nacional y las reservas
posibles de gas no asociado el 29.8 por ciento. Las
reservas posibles de gas asociado se concentran en
gran medida en yacimientos de aceite y gas disuelto
existentes en la Región Norte que contribuye con el
87.7 por ciento del total, mientras que las reservas po-
sibles de gas no asociado se ubican en yacimientos de
gas y condensado en la Región Marina Suroeste que
aporta el 79.3 por ciento del total. La clasificación de
las reservas posibles de gas natural por su asociación
con el aceite crudo se presenta en el cuadro 3.13.
Al 1 de enero de 2013, las reservas posibles de pe-
tróleo crudo equivalente muestran un incremento de
681.5 millones de barriles con respecto al año anterior,
es decir, 3.9 por ciento. Los resultados exitosos en las
actividades de exploración y delimitación permitieron
adicionar 1,224.0 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente que permitieron compensar la
reclasificación de reservas posibles a probables y
probadas. La evolución de las reservas posibles de
petróleo crudo equivalente del país durante los tres
últimos años y los rubros que generan la variación de
éstas en el año 2012 se presentan en la figura 3.9.
35
Las actividades exploratorias realizadas durante el
año 2012, han permitido a Petróleos Mexicanos (Pe-
mex) alcanzar una de incorporación de reservas 3P
por 1,731.3 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, valor muy semejante a la cifra record de
1,773.9 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente de 2009, valores máximos alcanzados desde la
adopción de los lineamientos internacionales emitidos
por el Petroleum Resources Management System
(PRMS), que publican en conjunto la Society of Pe-
troleum Engineers (SPE), la American Association
of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum
Council (WPC) y la Society of Petroleum Evaluarían
Engineers (SPEE).
Los trabajos exploratorios se continúan realizando en
todas las cuencas petroleras de México, pero durante
2012 destacaron los realizados en aguas profundas del
Golfo de México, donde dos grandes descubrimientos
fueron realizados; en la porción Norte, el campo Trión,
productor de aceite; y en la porción Sur el campo Ku-
nah, productor de gas húmedo. En la porción terrestre
destacaron los descubrimientos del campo Navegante,
productor de aceite superligero en las Cuencas del Su-
reste y los descubrimientos realizados en yacimientos
no convencionales de lutitas gasíferas con los pozos
Arbolero-1 y Habano-1. Estos descubrimientos abren
grandes expectativas y áreas de oportunidades a
Pemex para continuar incorporando reservas en los
siguientes años. Asimismo, los volúmenes de reservas
descubiertos en el año 2012, superaron en 18.5 por
ciento el volumen incorporado en el año 2011, y per-
mitieron alcanzar un tamaño de los descubrimientos de
75.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
lo que permitirá que el desarrollo de campos se ejecute
casi de manera inmediata.
La incorporación de reservas 3P por descubrimientos
en 2012, se concentró principalmente en la Región
Norte, donde se alcanzó 43.5 por ciento de la incor-
poración total nacional, destacando los descubri-
mientos realizados por los pozos Trión-1, Bedel-1 y
Arbolero-1, este último pozo, productor en lutitas de
gas o yacimientos no convencionales. La Región Sur
por su parte contribuyó con el 29.8 por ciento de la
incorporación total, siendo los descubrimientos más
importantes los realizados con los pozos Navegante-1
y Teotleco-101. Con el descubrimiento realizado con
el pozo Kunah-1, la Región Marina Suroeste aportó el
21.9 por ciento; finalmente la Región Marina Noreste
contribuyó con el 4.9 por ciento.
Los resultados descritos anteriormente, fueron el
resultado de las grandes inversiones que Pemex Ex-
ploración y Producción destinó para la ejecución de
actividades exploratorias. Durante 2012, se invirtieron
33 mil 345 millones de pesos, mismos que fueron des-
tinados principalmente a la terminación de 36 pozos
exploratorios y 1 delimitador, la adquisición sísmica
3D de 26,533 kilómetros cuadrados y la adquisición
sísmica 2D de 3,505 kilómetros. Todas estas activida-
des sin duda alguna están agregando valor a través
de una mejora gradual en la restitución de reservas,
estrategia que se debe continuar, considerando que el
periodo de maduración de los proyectos exploratorios
es de varios años, principalmente si consideramos los
proyectos en aguas profundas del Golfo de México.
La información que se presenta en este capítulo,
explica el volumen de reservas aportados por los
descubrimientos y su composición en las diferentes
categorías. Asimismo, para cada uno de los descu-
brimientos, se tiene su asociación a nivel de cuenca,
Descubrimientos 44
Descubrimientos
36
región, tipo de yacimiento e hidrocarburo; con lo cual
el lector podrá observar la estrategia exploratoria
orientada durante el año. Al final de este capítulo se
presenta información estadística más relevante acer-
ca de estos elementos, así como la evolución de la
incorporación de reservas por actividad exploratoria
en los últimos años.
4.1 Resultados obtenidos
Durante el año 2012, Pemex Exploración y Produc-
ción alcanzó una tasa de restitución de reservas 3P
de 127.9 por ciento. Los volúmenes de reservas 3P
descubiertos, para el año citado, alcanzaron 1,731.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
cifra superior en 18.5 por ciento a los descubiertos
durante el año 2011. Las reservas 3P descubiertas
se lograron gracias a una campaña exploratoria que
incluyó áreas terrestres y marinas tanto en su porción
de aguas someras y aguas profundas; perforándose
oportunidades exploratorias en rocas de edad Meso-
zoica y Terciaria. En el cuadro 4.1 se resume, a nivel
de pozo exploratorio, las reservas incorporadas en la
categoría de reserva probada (1P), reserva probada
más probable (2P), y reserva probada más probable
más posible (3P), señalando el tipo de hidrocarburo
asociado a cada descubrimiento.
Cuadro 4.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2012.
1P 2P 3P
Cuenca Pozo Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE
Campo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb
Total 89.7 207.4 187.6 1,510.3 850.9 4,059.3 1,731.3
Burgos 0.0 27.9 0.0 45.7 0.0 60.2 12.8
Forcado Forcado-1 0.0 3.6 0.0 9.7 0.0 15.0 3.2
Mandarín Mandarín-1 0.0 6.9 0.0 10.6 0.0 12.2 2.4
Organdí Organdí-1 0.0 7.1 0.0 10.5 0.0 15.7 3.4
Paje Paje-1 0.0 7.7 0.0 10.3 0.0 12.8 2.9
Tepozán Tepozán-1 0.0 2.5 0.0 4.5 0.0 4.5 1.0
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 1,059.0 411.8 2,572.5 959.7
Kunah Kunah-1 0.0 0.0 0.0 1,059.0 0.0 1,793.0 379.4
Supremus Supremus-1 0.0 0.0 0.0 0.0 16.8 375.4 98.0
Trión Trión-1 0.0 0.0 0.0 0.0 395.0 404.0 482.4
Sabinas 0.0 45.3 0.0 141.9 0.0 362.7 70.8
Anáhuac Arbolero-1 0.0 13.3 0.0 66.7 0.0 203.3 35.8
Cougar Percutor-1 0.0 1.2 0.0 1.2 0.0 1.2 0.2
Habano Habano-1 0.0 6.8 0.0 34.1 0.0 102.3 24.2
Master Master-1 0.0 24.0 0.0 39.9 0.0 56.0 10.5
Sureste 76.1 127.6 138.5 239.5 358.4 1,024.0 599.5
Edén-Jolote Jolote-101 10.8 17.4 16.8 27.1 23.9 38.7 33.6
Ixtoc Ixtoc-22 45.1 49.0 69.5 77.6 69.5 77.6 84.0
Navegante Navegante-1 4.2 11.9 16.2 45.5 183.0 512.5 304.9
Sunuapa Sunuapa-401 11.0 14.9 28.0 35.0 28.0 35.0 36.6
Teotleco Teotleco-101 5.0 34.3 8.0 54.4 54.0 360.3 140.4
Veracruz 13.6 6.7 49.1 24.3 80.7 39.9 88.4
Bedel Bedel-1 13.6 6.7 49.1 24.3 80.7 39.9 88.4
Las reservas de hidrocarburos de México
37
Dentro de los descubrimientos, destacan los impor-
tantes hallazgos realizados en aguas profundas del
Golfo de México; donde con la perforación del pozo
Trión-1, en un tirante de agua de 2,532 metros, se
descubrieron yacimientos de aceite y el pozo Ku-
nah-1 realizó importantes descubrimientos de gas
no asociado en un tirante de agua de 2,154 metros.
Otros hallazgos no menos importantes se dieron
en las cuencas de Veracruz, Burgos y Sabinas; en
la primer cuenca se adicionó un descubrimiento de
aceite ligero con el pozo Bedel-1 y en los límites
entre la Cuenca de Burgos y Sabinas, se realizó la
perforación del pozo Arbolero-1, el cual descubrió
un yacimiento no convencional de lutitas gasíferas
en la formación Pimienta de edad Jurásico Superior,
siendo el primer yacimiento en este play descubierto
en México.
En el año 2012, la contribución de los descubrimien-
tos de aceite fue 65.1 por ciento del total de reservas
3P incorporadas o 1,127.8 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente; mientras que la apor-
tación de los descubrimientos de gas no asociado
que incluye el gas y condensado, fue de 34.9 por
ciento o 603.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
A nivel regional, destaca la incorporación de reservas
3P realizada en la Región Norte, donde se adicionaron
reservas por 752.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente o 43.5 por ciento con respecto a la
incorporación total del país. Entre los descubrimientos
más importantes efectuados en la Región Norte, des-
tacan los del pozos Trión-1 del Activo de Producción
Poza Rica-Altamira que adicionó reservas 3P por 482.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Los trabajos exploratorios realizados en el Activo
de Producción Veracruz, dieron como resultados un
descubrimiento de aceite por 88.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente de reservas 3P a través
del pozo Bedel-1, este descubrimiento abre una gran
área de oportunidad para continuar descubriendo e
incorporando reservas en esta área. Finalmente, en
el Activo Integral Burgos, los trabajos realizados en
yacimientos no convencionales dieron como resulta-
do dos descubrimientos en lutitas gasíferas mediante
Cuadro 4.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2012 por cuenca y región.
1P 2P 3P
Cuenca Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE
Región mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb
Total 89.7 207.4 187.6 1,510.3 850.9 4,059.3 1,731.3
Burgos 0.0 27.9 0.0 45.7 0.0 60.2 12.8
Región Norte 0.0 27.9 0.0 45.7 0.0 60.2 12.8
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 1,059.0 411.8 2,572.5 959.7
Región Marina Suroeste 0.0 0.0 0.0 1,059.0 0.0 1,793.0 379.4
Región Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 411.8 779.5 580.4
Sabinas 0.0 45.3 0.0 141.9 0.0 362.7 70.8
Región Norte 0.0 45.3 0.0 141.9 0.0 362.7 70.8
Sureste 76.1 127.6 138.5 239.5 358.4 1,024.0 599.5
Región Marina Noreste 45.1 49.0 69.5 77.6 69.5 77.6 84.0
Región Sur 31.0 78.5 69.0 161.9 288.9 946.4 515.5
Veracruz 13.6 6.7 49.1 24.3 80.7 39.9 88.4
Región Norte 13.6 6.7 49.1 24.3 80.7 39.9 88.4
Descubrimientos
38
los pozos Arbolero-1 y Habano-1 que conjuntamente
adicionaron reservas 3P por 60.1 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente.
Por otra parte, en las Cuencas del Sureste, la Región
Sur aportó un total de 515.5 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente de reservas 3P; de los cua-
les el mayor descubrimiento fue realizado por el pozo
Navegante-1, que contribuyó con un total de 304.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
En la Región Marina Suroeste, el descubrimiento
más importante fue el realizado a través del pozo
Kunah-1, en aguas profundas del Golfo de México, y
que incorporó 379.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente de reservas 3P. Por último la Región
Marina Noreste incorporó 84 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente en reservas 3P.
En el cuadro 4.2 se detallan los valores de reservas in-
corporadas 1P, 2P y 3P a nivel de cuenca y su desglose
por región; mientras que en el cuadro 4.3 se resume
a nivel de región, las reservas incorporadas en las
categorías de reserva probada (1P), reserva probada
más probable (2P), y reserva probada más probable
más posible (3P), indicando el tipo de hidrocarburo
asociado a cada región.
Esta sección incluye un resumen estadístico y una
explicación técnica de los principales campos descu-
biertos, describiendo con detalle los más importantes,
ya sea por el monto de reservas incorporadas o por
sus cualidades estratégicas. De estos, se incluye una
breve descripción de sus principales características
geológicas, geofísicas, petrofísicas y de yacimientos,
así como el tipo de fluido dominante y sus reservas
incorporadas. Además, al final del capítulo se pre-
senta una descripción de la evolución de las reservas
incorporadas, así como de la tasa de restitución por
actividades exploratorias durante los cuatro años
más recientes.
Cuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2012 por tipo de hidrocarburo.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Reserva Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
1P Total 4.3 65.4 20.0 99.9 34.3 34.7 38.5 107.4
Marina Noreste 0.0 45.1 0.0 49.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Norte 4.3 9.3 0.0 6.7 0.0 34.7 38.5 73.1
Sur 0.0 11.0 20.0 44.2 34.3 0.0 0.0 34.3
2P Total 5.1 141.4 41.0 209.4 54.4 1,138.8 107.8 1,300.9
Marina Noreste 0.0 69.5 0.0 77.6 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1,059.0 0.0 1,059.0
Norte 5.1 44.0 0.0 24.3 0.0 79.8 107.8 187.5
Sur 0.0 28.0 41.0 107.6 54.4 0.0 0.0 54.4
3P Total 416.9 173.1 260.9 1,483.0 360.3 1,955.5 260.4 2,576.3
Marina Noreste 0.0 69.5 0.0 77.6 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1,793.0 0.0 1,793.0
Norte 416.9 75.6 0.0 819.3 0.0 162.5 260.4 423.0
Sur 0.0 28.0 260.9 586.1 360.3 0.0 0.0 360.3
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Las reservas de hidrocarburos de México
39
4.2 Descubrimientos marinos
Durante 2012, se tuvo una intensa actividad explora-
toria en aguas profundas del Golfo de México, donde
los descubrimientos realizados por los pozos Trión-1
y Supremus-1 de la Región Norte, incorporaron en
conjunto 580.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. Las reservas incorporadas por descubri-
mientos marinos suman en total 1,043.7 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales
corresponden al aceite 481.2 millones de barriles y al
gas 2,650.0 miles de millones de pies cúbicos. A con-
tinuación se explica el detalle de los descubrimientos
marinos más significativos de 2012.
Cuenca del Golfo de México Profundo
Kunah-1
El pozo Kunah-1 se localiza en aguas territoriales del
Golfo de México, a 340 kilómetros al Noroeste de Ciu-
dad del Carmen, Campeche; a 127 kilómetros al Este
del Puerto de Veracruz, Veracruz; a 158 kilómetros al
Noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz. Con respecto
a los campos vecinos, se encuentra a 50 kilómetros
al Noreste de Lakach y 33 kilómetros al Noreste de
Piklis. Descubrió cinco yacimientos de gas húmedo en
areniscas, uno en Mioceno Superior, uno en Mioceno
Medio y tres en Mioceno Inferior, figura 4.1.
Geología estructural
El área de estudio se ubica en la convergencia de tres
provincias geológicas: Porción Sur de las Cordilleras
Mexicanas, el Cinturón Plegado de Catemaco y el límite
Oeste de la Provincia Salina del Istmo. La estructura
de Kunah, ubicada en el límite Occidental del Cinturón
Plegado de Catemaco, es un anticlinal que se formó
como parte de un sistema contraccional compuesto por
alineamientos con dirección Noreste-Suroeste, figura
4.2, los cuales se interpreta fueron generados durante el
intervalo de tiempo Mioceno Tardío-Pleistoceno a con-
secuencia de la interrelación de la contracción debida
al evento Chiapaneco y los esfuerzos contraccionales
por gravedad de las Cordilleras Mexicanas. A nivel del
yacimiento dos del Mioceno Inferior (MI Yac-2), es un
anticlinal asimétrico de 22 kilómetros de largo por 5
kilómetros de ancho, formado como un pliegue por
propagación de falla con vergencia hacia el Noroeste.
Estratigrafía
La columna estratigráfica del pozo Kunah-1 está
constituida por rocas siliclásticas que van desde el
Figura 4.1 Ubicación del campo Kunah en aguas profundas del Golfo de México.
Descubrimientos
40
Oligoceno Superior hasta el Reciente, depositadas
por sistemas turbidíticos en ambientes de cuenca y
base de talud, figura 4.3.
El Oligoceno Superior (4,550-4,447 metros), está
compuesto de areniscas compactas de cuarzo, feldes-
patos y líticos de grano fino a medio, regularmente
clasificadas y con matriz arcillosa. Hacia la base,
está representado por lutitas en parte arenosas y
bentoníticas.
El Mioceno Inferior (3,799-4,447 metros), está inte-
grado por tres paquetes principales. El primero de
ellos de la profundidad de 4,261 a 4,447 metros,
está formado por areniscas de cuarzo y líticos de
grano fino a grueso, moderadamente clasificados e
intercalaciones de lutitas. El intermedio, en el inter-
valo 3,997-4,261metros, se compone de areniscas de
cuarzo y líticos de grano fino a muy grueso, de regular
a pobremente clasificados y con intercalaciones de
lutitas. El paquete superior, de 3,799 a 3,997 metros,
lo constituyen una areniscas de grano fino a medio,
de regular a pobremente clasificados e intercalaciones
de lutitas y bentonitas. Los yacimientos se ubican en
la parte superior y media.
El Mioceno Medio (3,314-3,799 metros), se encuen-
tra dividido en dos zonas; la parte superior en el
intervalo comprendido de 3,314 a 3,429 metros, está
formado principalmente por lutitas de color gris cla-
ro y verdoso, bentoníticas, parcialmente arenosas y
calcáreas, con intercalaciones de areniscas de cuarzo,
de grano fino a medio, bien clasificados, ligeramente
arcillosas; mientras que la zona inferior de 3,429 a
3,799 metros, se constituye de areniscas de cuarzo,
líticos y feldespatos, de grano fino a grueso y en par-
tes conglomeráticas, pobremente clasificados y con
intercalaciones de limolitas y lutitas. El yacimiento se
ubica en la parte superior.
El Mioceno Superior (2,758-3,314 metros), está repre-
sentado por tres zonas; la superior, en el intervalo 2,758
a 2,845 metros, está constituido de intercalaciones de
lutitas gris claro y verdoso, parcialmente arenosas y
limolíticas; la parte media comprendida de 2,845 a
3,112 metros, formada por areniscas de cuarzo con
grano fino a medio, moderadamente clasificados y sin
arcilla, con intercalaciones de lutita; así mismo, la zona
inferior está representada por alternancias de lutitas
con areniscas de cuarzo de grano fino, moderadamente
clasificados. El yacimiento se ubica en la zona media.
Cordilleras Mexicanas Cinturón Plegado de Catemaco Provincia Salina del Istmo
Lakach-1
T.A. 988m T.A. 2,147m
Piklis-1 Kunah-1
T.A. 1,028m
OligocenoEoceno
Mioceno Inf.Mioceno MedioMioceno Sup.Plioceno Inf.
P.T. 5,431m
P.T. 3,813m
P.T. 4,550m
Cretácico
Jurásico
Figura 4.2 Estilo estructural del campo Kunah.
Las reservas de hidrocarburos de México
41
En el Plioceno-Reciente se cortaron sedimentos prin-
cipalmente arcillosos.
Sello
Para todos los yacimientos, las rocas que funcionan
como sello corresponden a lutitas calcáreas. En cuan-
to al sistema de fallas; para el Mioceno Superior, las
normales ubicadas en la cresta, son de poca longitud
y desplazamiento, por lo tanto, no se considera que
dividan al yacimiento en bloques independientes. Para
el Mioceno Medio, los límites del yacimiento no se
ven afectados por la falla inversa ubicada al Noroeste.
Finalmente, los tres yacimientos del Mioceno Inferior,
que se encuentran limitados al Noroeste contra la falla
inversa, presentan buen sello.
Trampa
La trampa corresponde a un anticlinal asimétrico cuyo
eje principal se orienta en dirección Noreste-Suroeste.
A nivel Mioceno Superior, la trampa presenta cierre
ARENISCA RHOB
LAKACH‐1 PIKLIS‐1 KUNAH‐1
33 Km28 KmT.A. 988.54 m T.A. 1928 m T.A. 2147 m
Depth
MDLitho Curves
Shale
AreniscaF
GLOMERADO
Litho Curves1
Shale
AreniscaF
GLOMERADO
Track3
DSRTDL
0.2 20OHMM
Track5
DSPSON
240 40US/F
Track4
RHOB
1.65 2.65G/C3
NPHI
0.6 0V/V
2500
2600
2700
2800
Depth
MDLITOLOGI
Shale
AreniscaF
LITOLOG
Shale
AreniscaF
RT
RT
0.2 20ohm.m
SONICO
DTCO
240 40US/F
DEN-NEU
RHOB_1
1.65 2.65g/cm3
NPHI_1
0.6 0V/V
2700
2800
2900
3000
Depth
MDLITOLOGI
Shale
AreniscaF
LITOLOG
Shale
AreniscaF
RT
RT
0.2 20ohm.m
SONICO
DTCO
240 40US/F
DEN-NEU
RHOB
1.65 2.65g/cc
NPHI
0.60 0dec
2700
2800
2900
3000
MOCNL1
2490 m2540 m
2645 m
2800 m
2895 m 2907 m
2758 m
2806 m
3008
RTProf.m
0.2 20
Ω/m
DTCO
us/ft240 40
ARENISCA
LUTITA
RHOB
NPHI
1.65 2.65
0.6 0
RTProf.m
0.2 20
Ω/m
DTCO
us/ft
240 40
ARENISCA
LUTITA NPHI
1.65 2.65
0.6 0CONG.
RTProf.m
0.2 20
Ω/m
DTCO
us/ft240 40
ARENISCA
LUTITA
RHOB
NPHI
1.65 2.65
0.6 0
Datum PLIOCENO INFERIOR2668 m2450 m
2900
3000
3100
3200
3300
3100
3200
3300
3400
3500
3100
3200
3300
3400
3500
MOCNL2
MOCNL3
MOCNL4
MIOCENO MEDIO
MOCNM1
MOCNM2
2960 m
3033 m
3164 m
3075 m
3140 m
3290 m
3360 m
3447 m
3550 m
3008 m
3112 m
3230 m
3314 m
3429 m
3529 m
3400
3500
3600
3700
3800
3600
3700
3800
3900
4000
4100
3600
3700
3800
3900
4000
4100
MOCNM2
MOCNE1
MOCNE2
MOCNE3
MOCNE4
3411 m
3727 m
3550 m
3685 m
3930 m
4067 m
3799 m
3908 m
3997 mP.T. 3813 m
4200
4300
4400
4500
4600
4100
4200
4300
4400
4500
MOCNE5
4121 m
4450 m
4261 m
4447 m
P.T. 4550 m
4700
4800
4900
5000
5100
5200
4785 m
5300
5400
P.T. 5431 m
OLIGOCENO MEDIO5250 m
Figura 4.3 Correlación estratigráfica entre los pozos Lakach-1, Piklis-1 y Kunah-1.
Descubrimientos
42
natural por echado de capas en cuatro direcciones.
A nivel Mioceno Inferior, el sello de la trampa es por
cierre contra falla inversa al Noroeste de la estructura.
La complejidad en la distribución de la roca almacén
y la variación lateral de propiedades petrofísicas aso-
ciadas a los sistemas canalizados de aguas profundas
hacen que la trampa de los yacimientos del Mioceno
Inferior y Superior sea clasificada como combinada.
Los límites de los yacimientos fueron establecidos
por atributos especiales derivados de la inversión
sísmica, figura 4.4, y los probadores dinámicos de
formación.
Roca almacén
Las rocas almacenadoras están constituidas por are-
niscas depositadas en ambientes marinos profundos,
característicos de canales submarinos y abanicos de
piso de cuenca. Para los yacimientos del Mioceno
Inferior las facies de la roca almacén se interpretaron
como de canal y desborde distal, y están constituidos
principalmente por areniscas de cuarzo, feldespatos
y líticos, de grano fino a medio, pobremente clasi-
ficados, moderadamente consolidada, ligeramente
arcillosa, con porosidad primaria intergranular de 10 a
20 por ciento, con intercalaciones de lutitas gris claro
y verdoso. Los yacimientos del Mioceno Superior, así
como el yacimiento del Mioceno Medio, están forma-
dos por intercalaciones de lutitas gris claro y verdoso,
parcialmente arenosa y limolítica, con areniscas de
cuarzo, micas y líticos gris claro, de grano medio a
fino, moderadamente clasificadas, no consolidadas,
ligeramente arcillosas, con una porosidad visual in-
tergranular 10 a 15 por ciento.
Roca generadora
La presencia y madurez de la roca generadora se
ha determinado a partir de los hidrocarburos recu-
perados en los pozos productores del área, cuyos
valores isotópicos indican afinidad principalmente
con el Jurásico Superior Tithoniano y algún aporte
biogénico.
Yacimiento
El campo cuenta con cinco yacimientos; tres en el
Mioceno Inferior, uno en el Medio y otro en el Supe-
rior. En el Mioceno Inferior; el MI-Yac3 (3,827 a 3,900
metros), la roca almacén presenta una porosidad
promedio de 16.5 por ciento, saturación de agua de
39 por ciento y permeabilidad de 50 milidarcies; el
MI-Yac2 (3,908 a 3,937 metros) tiene una porosidad
promedio de 18 por ciento, saturación de agua de
40 por ciento y permeabilidad de 15 milidarcies; fi-
nalmente, el MI-Yac1 (3,997-4,103 metros) tiene una
porosidad que varía de 15 a 19 por ciento, saturación
de agua de 33 a 44 por ciento y permeabilidad de
MI-Yac1
Kunah-1DL
Kunah-1
Área: 21 km2
Figura 4.4 Mapa de contornos estructurales y atributo de inversión sísmica sobrepuesto.
Las reservas de hidrocarburos de México
43
9 a 15 milidarcies. Para el yacimiento del Mioceno
Medio (MM-Yac1 de 3,323 a 3,340 metros), la calidad
de su roca presenta una porosidad promedio de 18
por ciento, saturación de agua de 41 por ciento y
una permeabilidad de 65 milidarcies. En cuanto al
yacimiento del Mioceno Superior (MS-Yac1 de 2,845 a
2,890 metros), la calidad de la roca almacén presenta
una porosidad que varía entre 27 y 30 por ciento, con
una saturación de 23 por ciento y una permeabilidad
de 1,050 milidarcies.
Reservas
El volumen original 3P de gas natural es de 2,846.0
miles de millones de pies cúbicos. Las reservas 3P
estimadas son 1,793.0 miles de millones de pies cú-
bicos de gas (379.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente), de los cuales 1,059 corresponden
a reservas probables y 734 a posibles.
Trión-1
Se localiza en la parte Norte del litoral del estado de
Tamaulipas, en la zona económica exclusiva del Gol-
fo de México, a 179 kilómetros de la línea de costa
frente a la Ciudad de Matamoros, Tamaulipas (Playa
Bagdad); a 28 kilómetros al Sur del límite interna-
cional con aguas territoriales de los Estados Unidos
de América y a 62 kilómetros al Suroeste del campo
Great White productor de aceite en los plays del Oli-
goceno (Frío) y Eoceno (Wilcox), considerado como
uno de los principales análogos. Fisiográficamente
se encuentra ubicado en la parte basal del talud con-
tinental, figura 4.5.
Geológicamente se ubica dentro de la Provincia
Salina del Bravo, la cual a su vez se subdivide en la
subprovincia de canopies someros y estructuras sub-
salinas. El área se caracteriza por la presencia de sal
E. U. A.
Trión-1Matamoros
Reynosa Maximo 3D
Supremus 1
179 km179 km
Great White-1Trident-1
Maximino-1
28 km28 kmBloque-1
Kama 3DMéxico
Golfo
Centauro 3D WAz
Supremus-1
Bloque-2
Kama 3D
Pep-1
Golfo
de MéxicoMagno 3D
Sector Sector Cinturón
Bloque-3
Bloque-4
SectorCinturón Subsalino
Sector CinturónPlegado Perdido
Pozo productor
Pozo en perforación
Aquila 3D 0 50 100 Km
Figura 4.5 Mapa de localización del pozo Trión-1.
Descubrimientos
44
autóctona y alóctona, también se le ha denominado
Cinturón Subsalino.
Geología estructural
La conformación del marco tectónico estructural del
sector de aguas profundas donde se ubica el pozo
Trión-1, está definido al Oriente, por varios cinturones
plegados; el primero conocido como Cinturón Plega-
do Perdido orientado Noreste-Suroeste con despegue
profundo de edad Oligoceno Tardío-Mioceno Medio,
el segundo llamado Cinturón Subsalino dónde se
ubica el pozo, con estructuras orientadas Noreste-
Suroeste y Norte-Sur, cubierto por mantos de sal so-
mera y por último el cinturón plegado con despegue
somero de edad Plioceno, asociado al empuje de los
mantos de sal.
Hacia el Occidente, la tectónica gravitacional generó
un sistema de fallas normales lístricas en la Cuenca de
Burgos y Delta del Bravo, con despegues a nivel de la
sal autóctona y el Paleógeno, que migró en tiempo y
espacio hacia el Oriente durante el período de tiem-
po del Eoceno al Plioceno, originando hacia la parte
profunda del Golfo de México un efecto contraccional
con la formación de los cinturones plegados antes
mencionados y un sistema plegado somero conocido
como Kama. Al mismo tiempo, los grandes depósitos
de sedimentos que atraparon las fallas del sistema
extensional en el Delta del Bravo, obligaron por carga
el movimiento lateral y emplazamiento de diapiros y
mantos de sal a niveles someros hacia el sector de
aguas profundas durante el Oligoceno-Mioceno, así
como la activación de domos arcillosos del Oligoceno
durante el Mioceno-Plioceno, figura 4.6.
Estratigrafía
La columna estratigráfica del pozo Trión-1 está repre-
sentada por secuencias terrígenas terciarias princi-
palmente siliciclásticas que van desde el Paleoceno
Superior Whopper hasta el Reciente. Los depósitos
se caracterizan por representar sistemas turbidíticos
de aguas profundas caracterizados por facies de
Si t E t i l (T tó i G it i l)
U.S.
México
Sal
A’Trión‐1
Sistema Extensional (Tectónica Gravitacional)
Mantos de sal somera (Tectónica Salina) Provincia Salina del Bravo
Cinturón Subsalino
Cinturón Plegado PerdidoMaximino‐1MéxicoA Supremus‐1
Trión 1 g
Zona de diapiros arcillosos, salinos y pliegues someros
Cinturón Plegado somero
Cordilleras Mexicanas
Pep‐1
Maximino 1
100 Km
Pozo productor de aceitePozo en perforación
Si t E t i lZona de diapiros arcillosos,
li li Cinturón
S b liCinturón Plegado
P didSistema Extensional salinos y pliegues someros Subsalino
0 Km
10
Fondo MarinoA A’Trión-1
Perdido
20
50 Km
Corteza Oceánica y MantoCorteza Continental
Rift Triásico-Jurásico TempranoSal Jurásica (Calloviana)
Jurásico-CretácicoPaleoceno-Eoceno
Oligoceno con lutitas móvilesMioceno Plio-Pleistoceno
Figura 4.6 Marco tectónico estructural del Área Perdido.
Las reservas de hidrocarburos de México
45
canales, bordes de canal, desbordes, sábanas de
arenas y lóbulos de abanicos submarinos, figura 4.7.
El Paleoceno Whopper está compuesto de lutitas y
lutitas arenosas intercaladas con delgados cuerpos de
areniscas y arenas de cuarzo y líticos de granos fino
subredondeados a subangulosos, moderadamente
consolidadas con pobre impregnación de aceite.
El Eoceno Inferior Wilcox está formado por paquetes
medios a gruesos de 5 a 20 metros de espesor de
arenas y areniscas de color gris y café por impregna-
ción de aceite. Los constituyentes son principalmente
granos de cuarzo y fragmentos líticos muy finos a
finos, pobremente consolidadas que se intercalan
con lutitas arenosas y limolitas en capas delgadas a
medias en partes bentoníticas. La parte superior del
Eoceno Inferior está caracterizada principalmente por
lutitas que se intercalan con algunos horizontes de
mudstone y arenas en capas laminares. El Eoceno
Superior y Medio en general se caracterizan por la
presencia de lutitas intercaladas con escasas lami-
naciones de areniscas de grano muy fino de cuarzo
y bentonitas. El Neógeno presenta características
principalmente arcillosas.
Sello
El sello superior consiste de una secuencia princi-
palmente arcillosa que caracteriza a los sedimentos
de edad Eoceno Superior y parte tardía del Eoceno
Inferior; los espesores varían desde 150 metros en la
cresta, donde la porción tardía del Eoceno Superior
está ausente por erosión, hasta los 600 metros en los
flancos de la estructura. Este paquete está represen-
tado por sedimentos arcillosos con intercalaciones
de horizontes bentoníticos y ocasionales horizontes
Hammerhead-1 Great White -1 Trident-1 Baha-2Supremus-1Loc Pep-1 Maximino-1 Trion-1
México E.U.A.
Hammerhead 1 Great White 1 Trident 1 Baha 2
NE
13 km 12 km 43 kmSupremus 1Loc. Pep 1 Maximino 1
4.6 km23.6 km
3000
3500
4000
Trion-150 km38 km
Discordancia Oligoceno
2000
2500
1500
1000Plioceno-Mioceno
Fondo Marino
Discordancia OligocenoFR-18, 20 y 22
WM-12
Wilcox
WM-24
500
-500
0
WM-25
Nivel de Referencia: Cima Eoceno Inferior
Eoceno Inferior (Wilcox)
Eoceno Superior
OligocenoP.T. 4,029 m
4,697 m aceite 40 API4,906m aceite 40 API4,989 m aceite 40 API4,221 aceite 29°API
4,038 aceite 25°API
Cretácico Superior
-2000
-2500
-1500
-1000
WhopperPaleoceno Superior
Big Shale
WhopperN
Baha-2
Great White-1 P.T. 6,119m
-3000Sal
c. Trion
Loc. Magnánimo Loc. MaximinoM
Loc. Supremus
Trident-1Hammerhead
Loc. Pep-1
Figura 4.7 Sección de correlación estratigráfica esquemática entre los pozos del Área Perdido.
Descubrimientos
46
Figura 4.8 Línea sísmica y mapa que muestra la ubicación del pozo Trión-1. En el mapa se aprecia la presencia de la anomalía de amplitud concordante con la estructura.
arenosos. El sello intermedio entre los yacimientos 1
y 2 varía en espesores de 40 a 90 metros aproxima-
damente y está representado por lutitas calcáreas y
bentoníticas.
Trampa
La trampa es combinada, representada por una estruc-
tura anticlinal asimétrica alargada con cierre propio en
cuatro direcciones, generada por propagación de fallas.
Está orientada Norte-Sur y limitada en sus flancos Oc-
cidental y Oriental por fallas inversas; regionalmente
se encuentra rodeada por cuerpos de sal alóctona y
autóctona. El eje longitudinal tiene una extensión de
12.5 kilómetros y el transversal 3 kilómetros. La cresta
presenta fallamiento de tipo normal, de corto despla-
zamiento en su flanco Este. Las fallas se orientan en
dirección Noroeste-Sureste con caída de los bloques
hacia el Noreste, éstos presentan un desplazamiento
tipo tijera siendo éste mínimo o nulo en la cresta y
mayor hacia el flanco Oriental. La caída de los bloques
es principalmente hacia el Noreste, figura 4.8.
La formación de la trampa inició a partir del Oligoceno
Superior y culminó en el Mioceno Inferior, asocián-
dose a la contracción ligada a la extensión y empuje
de la tectónica salina, como resultado del reacomodo
isostático de bloques de la corteza terrestre y exten-
sión después del evento Laramídico.
Roca almacén
Los análisis petrográficos muestran que la roca alma-
cén está representada para el yacimiento superior por
litarenitas y sublitarenitas feldespáticas con abundan-
te contenido de granos de cuarzo que representan
entre el 20 al 40 por ciento de los constituyentes, los
fragmentos líticos y los feldespatos se encuentran
en proporciones del 10 al 20 por ciento, los granos
son principalmente subangulares a subredondeados
medianamente clasificados y en diámetros que varían
de 0.125 a 0.062 milímetros (grano muy fino a fino).
Presentan porosidades entre 20 y 30 por ciento. Una
característica de las arenas de estos yacimientos
es que están pobremente consolidadas con escasa
Cima Yacimiento 1Eoceno Inferior Wilcox
Trión-1W E
P f
Eoceno Superior Mioceno Superior
Plio-PleistocenoFondo Marino GR RT T.A. 2,532 m
Prof.(mbnm)
Trión-1
Eoceno InferiorYacimiento 1Yacimiento 2
Anomalía Relación de Mínima Amplitud (A/B)
Paleoceno‘Whopper’
P T 6 119 m
Paleoceno
P.T. 6,119 m
Cretácico
Las reservas de hidrocarburos de México
47
presencia de cementante y matriz; asimismo, son
fácilmente deleznables, presentan impregnación
de hidrocarburos y buena porosidad intergranular,
las arenas se intercalan con horizontes delgados de
limolitas en partes arcillosas también impregnadas
de hidrocarburos.
Roca generadora
Con el descubrimiento de acumulaciones de aceite en
las secuencias arenosas del Eoceno Inferior Wilcox se
comprueba la existencia de un sistema generador de
hidrocarburos. Para el área del Cinturón Plegado Per-
dido y del Cinturón Subsalino, se postula a las rocas
del Jurásico Tithoniano y Cretácico Turoniano como
generadoras. El análisis geoquímico de los aceites
recuperados en el pozo, así como la correlación de
biomarcadores de los aceites y bitúmenes disponibles
de pozos el sector norteamericano y de emanaciones
en fondo marino, indican proveniencia de una roca
generadora arcillosa rica en materia orgánica depo-
sitada en ambientes subóxicos.
Yacimiento
El pozo es oficialmente productor de aceite y gas
en dos yacimientos caracterizados por arenas
turbidíticas de composición siliciclástica de edad
Eoceno Inferior Wilcox en los intervalos 4,067-4,158
y 4,221-4,322 metros bajo mesa rotaria. De acuerdo
al análisis de registros geofísicos, núcleos conven-
cionales y de pared, el yacimiento superior tiene un
espesor bruto de 91 metros y una porosidad de 28
por ciento con una saturación de agua de 34 por-
ciento. El espesor bruto del yacimiento inferior es
de 101 metros, con una porosidad promedio de 25
por ciento y saturación de agua de 30 por ciento. Los
aceites recuperados con los probadores dinámicos
Figura 4.9 Mapa de ubicación del pozo Arbolero-1.
Descubrimientos
48
de formación tienen una gravedad de 25 grados API
para el yacimiento superior y de 29 grados API para
el yacimiento inferior.
Reservas
El volumen original estimado de aceite para ambos
yacimientos es de 1,734 millones de barriles de acei-
te y 1,773 miles de millones de pies cúbicos de gas.
Los yacimientos descubiertos por el pozo Trión-1
incorporan una reserva original 3P de 482.4 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente para este
campo.
4.3 Descubrimientos terrestres
En el año 2012, los descubrimientos en áreas terres-
tres se realizaron en las cuencas de Burgos, Sabinas y
Veracruz de la Región Norte, así como en las Cuencas
del Sureste de la Región Sur. Las reservas incorpora-
das en la porción terrestre suman 687.6 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, en tanto para
las reservas en sus categorías 1P y 2P son 79.6 y 199.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
respectivamente. A continuación se explica el detalle
de los descubrimientos más significativos de 2012.
Cuenca de Burgos
Arbolero-1
El pozo Arbolero-1 se localiza dentro del proyecto
Burgos-Múzquiz, a 58.3 metros al Noreste del pozo
Magno-1 y a 38.4 kilómetros al Suroeste de la ciudad
de Nuevo Laredo, Tamaulipas. Este pozo se ubica en
el estudio sísmico Anáhuac-Karma 3D. Hasta antes
de la terminación del pozo Arbolero-1, No se tenía
antecedentes de producción dentro de la formación
Pimienta del Jurásico Superior, más sin embargo hay
varias manifestaciones de gas reportadas en el campo
Anáhuac (el más cercano al pozo en mención), y en
los pozos Magno-1 y Parreño-1, cabe mencionar que
el pozo Magno-1 funcionó como pozo piloto al estar
muy cerca del pozo Arbolero-1, figura 4.9.
El pozo Arbolero-1 inició su perforación el 8 de enero
de 2012, con fecha oficial de terminación el 7 de julio
de 2012, dándose como productor de gas seco en la
formación Pimienta del Jurásico Superior, se realiza-
Figura 4.10 Configuración estructural en profundidad, cima de la formación Pimienta del Jurásico Superior.
Las reservas de hidrocarburos de México
49
ron 11 etapas de fracturamiento hidráulico híbrido
(slickwater y gel activado). El objetivo del pozo fue
efectuar una prueba tecnológica de producción de
gas seco en las lutitas carbonosas.
Geología estructural
El yacimiento está ubicado dentro de un homoclinal
con ligero paleo relieve y buzamiento en dirección
hacia el Noroeste, al Noreste del campo Anáhuac, en
lo que es una estructura muy sutil, donde predomina
la componente estratigráfica, figura 4.10.
Estratigrafía
La columna geológica perforada por este pozo está
compuesta por sedimentos de edad más antigua
pertenecientes a la formación Pimienta del Jurásico
Superior hasta sedimentos del Grupo Navarro Taylor
del Cretácico, los cuales se encuentran aflorando. Las
rocas fueron depositadas en ambientes de cuenca de
baja energía, en condiciones anóxicas. El pozo piloto
llegó a la profundidad de 2669 metros verticales y
navegó 1,057 metros en la sección horizontal dentro
de la formación Pimienta, figura 4.11.
Roca almacenadora y generadora
En el concepto de play no convencional (lutitas gasífe-
ras), todos los elementos del sistema petrolero, roca
generadora, roca almacén, trampa, sello se encuen-
tran presentes en la misma secuencia estratigráfica.
En este pozo, se cortó un núcleo convencional de
aproximadamente 9 metros (intervalo 2,896-2,905.6
metros) proporcionando información geológica y
petrofísica, acerca de la roca generadora y almacén.
Estas rocas están conformadas por lutitas negras
carbonosas, con cuarzo, presencia de microfracturas
selladas por calcita, pirita diseminada y en nódulos.
Roca sello y trampa
La roca sello está compuesta por las mismas secuen-
cias arcillosas que se encuentran intercaladas con los
horizontes de mudstone arcillo-carbonoso del Jurási-
co Superior Tithoniano. La trampa es de tipo estrati-
Figura 4.11 Sección sísmica en la dirección de la navegación del pozo horizontal.
N ES W
MAGNO-1ARBOLERO-1
AHC 111(1975)
AHC 101(1974)AHC 131
(1982)
500-
1000- PP5-2270-2280m, P=710psi, por
12/64”Qg:0.35mmpcd, Qw:47bpd
PP1: 3050-3065, 3074-3084 Por ¼”,
Psup: 388kg/cm2Qg:8.08mmpcd
(PP1) 70000ppm,PHSs/nucleos
PP1=3025-3063m(J.Novillo)
P=400kg/cm2Qg=8.2mmpcd
P.T. 3200 mP.T. 3138 m
P.T. 3063 m
P.T. 3230 m
P.T. 4007 m
AHC-131
ARBOLERO-1AHC-101
AHC-111
MAGNO-1940 m
1500-
Descubrimientos
50
gráfica, ubicada al Noreste del campo Anáhuac dentro
de un homoclinal con buzamiento al Noroeste.
Yacimiento
El yacimiento corresponde a la formación Pimienta del
Jurásico Superior y está compuesto de lutitas negras,
ligeramente arenosas, con presencia de microfractu-
ras selladas por calcita, presencia de pirita en nódulos
y diseminada con presencia de microfósiles tales
como Gildaella amabilis, Cadosina sp. y Epistomina
sp. Los datos promedio resultado de la evaluación
petrofísica no convencional provienen del análisis
y calibración de datos obtenidos de todo el set de
información tomado para el estudio de este pozo. La
porosidad es 5.7 por ciento, con una permeabilidad
de matriz de 1.5 X 10-5 milidarcies, un contenido de
carbono orgánico total promedio de 3.9 por ciento y
el espesor neto impregnado determinado a partir del
análisis petrofísico es 106 metros.
Reservas
El pozo Arbolero-1 cumplió con sus objetivos eco-
nómico-petroleros al ser el primer pozo productor
de gas seco en la formación Pimienta del Jurásico
Superior.
El volumen original 3P de gas natural es de 486.4 mi-
les de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas
originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 13.3, 66.7
y 200.0 miles de millones de pies cúbicos de gas,
respectivamente.
Cuenca de Veracruz
Bedel-1
El pozo Bedel-1 se ubica al Sur de la planicie costera
del Golfo de México, 18.7 kilómetros al Sur 11° 24’
43” Oeste de la ciudad de Juan Rodríguez Clara, Ve-
Figura 4.12 Mapa de ubicación del pozo Bedel-1.
Las reservas de hidrocarburos de México
51
racruz y a 10.1 kilómetros al Norte 65° 27’ 04” Oeste
del pozo Gasifero-1, en el municipio Juan Rodríguez
Clara, Veracruz; figura 4.12. Sísmicamente se ubica
dentro del cubo Agua Fría 3D, sobre la línea 448 y la
traza 598.
Geología estructural
Geológicamente, el pozo se encuentra en la Cuenca
Terciaria de Veracruz, limita al Noreste con el complejo
volcánico Los Tuxtlas, hacia el Oeste con el Frente
Tectónico Sepultado, hacia el Sur con la Cuenca
Salina del Istmo y estructuralmente sobre el anticli-
nal Amistad las Cruces, que tiene una orientación
Noroeste-Sureste y se caracteriza por moderados a
altos valores de amplitud sísmica, asociada a sistemas
canalizados y depósitos de abanico de piso de cuenca
de aporte múltiple, con una orientación Suroeste-
Noreste, figura 4.13.
Estratigrafía
La columna geológica atravesada por el pozo Bedel-1,
así como los pozos del área, figura 4.14, abarca desde
el Reciente hasta el Mioceno Medio en una secuencia
crono-estratigráfica normal, representada por rocas
con edades que van del Mioceno Medio hasta el Re-
ciente, constituida por lutitas y cuerpos de litarenitas.
Los depósitos del área consisten en sistemas turbi-
díticos de aguas profundas, ricos en arenas, cuyas
T.H.Vsto
Mrljs
Copt
Nacar‐1
N
S
EW
Córdoba
Veracruz
Golfode
México
KbkPdz
Papan Ap
Arq
MadPlay
Coc
Mcle
MirS. P.
Ang
M.Pch
Mcy
R P
Aris
Lzb
Rabl
Otp‐1
Córdoba
Tierra Blanca
Alv arado
Cuenca Terciariade Veracruz
Complejo volcánicoLos Tuxtlas
Los Tuxtlas
Atp‐45
VteNopR. P
ChancCchy
Nov Ht‐1
Rabl
M V 1,6,8
Palm‐1
Cov-1
Gasífero 1
Bedel-1
L. BonitaTuxtepec
Coatzacoalcos
MinatitlánAcay ucan
Cuenca Salina del Istmo
CuencaTampicoMisantla
Salina del Istmo
Gasífero-1 Cuenca Salina del Istmo
Cinturón Plegado y Cabalgadode Zongolica
Faja de Oro
Plataforma
Veracruz
Cuenca de
Veracruz
deCórdoba
Figura 4.13 Mapa de elementos geológicos del área del pozo Bedel-1.
Descubrimientos
52
paleobatimetrías varían de batial superior a medio,
formando complejos de canales con sus respectivos
desbordes proximales y distales asociados, originan-
do un gran abanico submarino de piso de cuenca con
aporte múltiple.
Roca almacén
La roca almacén de los yacimientos de edad Mioceno
Medio descubiertos por el pozo Bedel-1, correspon-
de a cuerpos de areniscas de grano fino a medio de
regular a buena clasificación, pertenecientes a un sis-
tema de depósito en un complejo de canales, dentro
de un abanico de piso de cuenca. Los granos de la
roca son principalmente de cuarzo mono y policris-
talino y en menor proporción fragmentos terrígenos
(limolitas y lutitas), feldespatos, plagioclasas, bajo
contenido de líticos volcánicos y mayor porcentaje
de fragmentos carbonatados (mudstone); se observa
también porosidad secundaria por disolución parcial
de fragmentos líticos. Texturalmente la roca es sub-
madura a inmadura y los contornos subangulosos
a subredondeados indican moderado transporte y
retrabajo.
Roca generadora
Los análisis geoquímicos de pirolisis y biomarcadores
practicados a los condensados, así como los análisis
de isotopía aplicados a los gases de la Cuenca de
Veracruz, han permitido postular que los subsistemas
generadores del Jurásico Superior y Paleoceno-Eoce-
no son los que introducen la carga de hidrocarburos
a las trampas terciarias.
Trampa
El principal nivel productor y los yacimientos adicio-
nales del pozo Bedel-1 corresponden a una trampa
combinada, ubicada sobre una estructura de tipo
anticlinal llamada Amistad-Las Cruces la cual tiene una
orientación Noroeste-Sureste y caracteriza por mode-
rados a altos valores de amplitud sísmica, asociadas a
sistemas canalizados y depósitos de abanico de piso
Figura 4.14 Sección de correlación en profundidad entre los niveles productores de Bedel y los pozos Gasífero-1, Amistad-1 y Pálmaro-1.
Bedel-1 Amistad-1 Gasífero-1Pálmaro-1
NW SE
1000 -
LS_MS_06_98
LS_MS__PI_05_73
LS MS 09 26
Plioceno Inferior
Mioceno Superior
Yac. PI
2000 -
LS_MS_09_26
LS_MM_11_70
Mioceno Medio Tardío
Mioceno Medio Temprano PP1
PT 2800 md PP1
Yac. MM40
Yac. MM 20
Yac. MM 30
Gasífero-1Pálmaro-1
Np Campo Gasífero @ 1 Octubre 2012Pozos: Gasífero-1, -22, -32 y -41
Aceite 118 MBLGas 70 MMpc
2 km3000 - LS_MI_16_38
Mioceno inferiorPT 2735 m
PT 2859 md2838 mv
Palmaro-1
Caporal-1
Ferulas-1
Heim-1
Agua Fría 3D
Gasifero-1Amistad‐1
N
S
EW
Bedel-1
PP1: 2561 2575 m
Bedel-1
Las reservas de hidrocarburos de México
53
de cuenca de aporte múltiple, con una orientación
Suroeste-Noreste.
Sello
La información antecedente de la columna estrati-
gráfica de la cuenca, aunada a los datos sísmicos y a
la respuesta de los registros geofísicos de los pozos
existentes en el área, evidencian la presencia de espe-
sores considerables de rocas arcillosas, de 20 hasta 400
metros; esto aunado a los datos de presión de poro y
gradientes de fractura, nos dan pauta para considerar
que estos espesores de lutitas funcionan perfectamente
como sello para las trampas existentes en la cuenca.
Yacimiento
El pozo perforó el objetivo 1 propuesto a nivel del
Plioceno Inferior, el cual resultó con alto potencial de
producir hidrocarburos en base a la evaluación petro-
física, multiprobador de formaciones (MDT) y al mues-
treo de gas recuperado en el intervalo 1,082-1,107
metros, que finalmente se consideró en la categoría de
recurso contingente; el objetivo 2 (yacimiento MM40)
resultó con alto potencial de producir hidrocarburos,
de acuerdo a la evaluación petrofísica, análisis del
multiprobador de formaciones (MDT, LFA, IFA) y el
muestreo de aceite (29 grados API) recuperado en el
intervalo 2,257-2,290 metros; bajo estos mismos aná-
lisis se descubrieron otras zonas dentro del Mioceno
Medio con alto potencial de producir en los intervalos
siguientes: el yacimiento MM20, dentro del intervalo
2,546-2,606 metros, productor de aceite de 27 grados
API en la PP1, y el yacimiento MM30 que comprende
el intervalo 2,415-2,485 metros (no probado).
El pozo resultó productor de aceite (27 grados API)
y gas con los siguientes datos; PP1: intervalo 2,561-
2,575 metros; estrangulador: ¼ de pulgada; presión
en superficie: 560 libras por pulgada cuadrada; gasto
de aceite: 415 barriles por día y gasto de gas: 0.16
millones de pies cúbicos por día. Sus propiedades pe-
trofísicas son: porosidad de 20 por ciento, saturación
de agua de 41 por ciento, permeabilidad de 293 mili-
darcies y un espesor neto impregnado de 17 metros.
Reservas
Las reservas a incorporar por el pozo Bedel-1, obte-
nidas a partir de la evaluación del modelo geológico
CHOPO TRANSICIONALCHOPO TRANSICIONAL
Loc. Navegante-2DL
Loc. Navegante-1DL Navegante-1
Figura 4.15 Ubicación geográfica del pozo Navegante-1.
Descubrimientos
54
integral para las diferentes categorías son: 88.4 mi-
llones de barriles de petróleo crudo equivalente en
3P; 14.8 millones de barriles en categoría 1P y 53.8
millones de barriles probados más probables (2P);
así como 11.2 miles de millones de pies cúbicos de
gas en recursos contingentes.
Cuencas del Sureste
Navegante-1
El pozo Navegante-1 se localiza a 20 kilómetros al
Noreste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco y a 7
kilómetros del campo Terra, figura 4.15. Geológica-
mente se localiza en la Cuencas Terciarias del Sureste
(Comalcalco) y Pilar Reforma Akal en Mesozoico.
Geología estructural
La expresión estructural del área del campo Navegan-
te, es producto de los distintos eventos tectónicos
que la afectaron, prevaleciendo sobre todos las fallas
inversas con direcciones de rumbo Noroeste-Sureste,
generando anticlinales y sinclinales con la misma
orientación de ejes, debido a esfuerzos compresi-
vos que actuaron en la dirección Noreste-Suroeste
con influencia de eventos tectónicos salinos que
empezaron actuar desde el depósito de la secuencia
sedimentaria.
La estructura donde se encuentra el pozo Navegante-1
corresponde a una trampa de tipo estructural de for-
ma alargada, cuyo eje mayor se orienta de NNE-SSW,
Figura 4.16 Configuración estructural en profundidad, cima del yacimiento Cretácico.
Las reservas de hidrocarburos de México
55
con cierre por buzamiento. Está influenciada princi-
palmente por tectónica salina y se ha interpretado
como un bloque autóctono, el cual fue correlacionado
a través de la información sísmica y de los pozos del
área, figura 4.16.
Estratigrafía
La secuencia estratigráfica para el pozo Navegan-
te-1, está dividida en dos bloques denominados
autóctono y alóctono. En el bloque autóctono se
encuentran los intervalos con interés de yacimiento,
correspondientes a secuencias marinas carbonata-
das del Jurásico Superior Kimmeridgiano con facies
de rampa constituida por bancos esqueletales, y
del Cretácico con calizas de cuenca naturalmente
fracturadas. A este bloque sobreyace el denomi-
nado bloque alóctono (denominado Alto de Jalpa),
con sedimentos que van desde el Jurásico hasta el
Eoceno, y una interface de brechas calcáreas entre
mezcladas con sal. La columna termina con una
sucesión normal de sedimentos del Oligoceno al
Pleistoceno, figura 4.17.
Roca almacén
La roca almacenadora en su objetivo Cretácico
corresponde a facies de cuenca constituidas por
carbonatos naturalmente fracturados. A partir del
Kimmeridgiano, donde prevalecen condiciones
sedimentarias post-banco, la roca almacén se en-
cuentra presente en facies de bancos oolíticos de
plataforma interna, tanto para el bloque alóctono
como el autóctono.
Roca generadora
Con el apoyo de estudios geoquímicos que se han
realizado en los campos del área, es clara la presen-
cia de los subsistemas de generación en el Jurásico
Superior Tithoniano, que en el área están cargando
el sistema petrolero, probado y reconocido en gran
parte de esta cuenca.
Las características geoquímicas de estos aceites nos
señalan que las rocas generadoras tienen una afinidad
a ambientes marinos carbonatados.
Figura 4.17 Sección sísmica en profundidad del campo Navegante.
W ELoc. Navegante-1DL Navegante-1 (Proy. 1,300 m)
2,000
W E
2,000
4,000
6,000
8,000
PP 7,200 mvbnm
Navegante‐1
Descubrimientos
56
Trampa
Estructuralmente, la trampa en este pozo corres-
ponde a una estructura alargada cuyo eje mayor se
orienta en dirección Noreste-Suroeste con cierre por
buzamiento y está influenciada por tectónica salina,
donde prevalecen sobre todo las fallas inversas con
direcciones de rumbo Noroeste-Sureste, generando
anticlinales y sinclinales con la misma orientación de
ejes, debido a esfuerzos compresivos que actuaron en
dirección Noreste-Suroeste, con influencia de eventos
tectónicos salinos que empezaron a actuar desde el
depósito de la secuencia sedimentaria.
Sello
El sello superior para el objetivo Cretácico Superior
lo constituyen las secuencias arcillosas del Paleóge-
no y las margas del Cretácico Superior. El sello del
Jurásico Superior Kimmeridgiano lo constituyen las
rocas arcillo-carbonatadas del Tithoniano.
Yacimiento
El pozo exploratorio Navegante-1 probó el intervalo
Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK), a la profun-
didad de 6,584-6,911 metros, en agujero descubierto,
resultando productor de aceite y gas, con aceite de
45 grados API y un gasto de aceite de 1,770 barriles
por día, por un estrangulador de ¼ de pulgada y un
gasto de gas de 7.2 miles de millones de pies cúbicos
por día, registrando una presión de cabeza de 506
kilogramos por centímetro cuadrado, fluyendo y de
566 kilogramos por centímetro cuadrado, cerrado.
Mediante el análisis petrofísico se definieron dos
yacimientos; el primero de edad Kimmeridgiano en
el intervalo 6,584-6,911metros, y un yacimiento en el
Cretácico de 6,132 a 6,370 metros. Para el yacimiento
Jurásico se tiene un espesor bruto de 312 metros, una
relación neto-bruto de 45 por ciento, espesor neto
impregnado de hidrocarburos igual a 115 metros,
saturación de agua de 21 por ciento y una porosidad
de 2.8 por ciento; para el yacimiento Cretácico se
obtuvieron las siguientes propiedades petrofísicas:
espesor bruto 226 metros, con una relación neto-
bruto de 50 por ciento, 112 metros de espesor neto
impregnado de hidrocarburos, con una porosidad
de 3.5 por ciento y saturación de agua promedio de
15 por ciento.
Reservas
Las reservas 3P evaluadas de acuerdo al modelo
geológico integral para este campo ascienden a 304.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
mientras que los valores obtenidos en reservas 1P y
2P son de 7 y 27 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, respectivamente. Al yacimiento JSK le
corresponden 176.6 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente en reservas 3P, mientras que para el
yacimiento Cretácico se tienen en la misma categoría
de reservas, un total de 128.3 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente.
4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos
El cuadro 4.4 muestra los volúmenes de reservas
1P, 2P y 3P, descubiertos en el periodo 2009 a 2012
por cuenca, para aceite, gas natural y petróleo crudo
equivalente. Estos valores corresponden a los volú-
menes descubiertos en cada uno de estos años, y
como es habitual, se reportan al primero de enero
del año siguiente.
De los datos mostrados en este cuadro, se observa
que para el 2012 se tuvo un repunte considerable en
las reservas totales incorporadas, al incorporar por
actividad exploratoria un volumen de reservas tota-
les de 1,731.3 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, con lo que se quedó cerca de alcanzar
el volumen obtenido en 2009, de 1,773.9 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, que es el
máximo histórico logrado; además, en 2012 se tuvo
un incremento de 18.5 por ciento con respecto a
Las reservas de hidrocarburos de México
57
2011. Para el periodo comprendido de 2009 a 2012
se tiene un promedio de reservas incorporadas por
descubrimientos de 1,601.0 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente.
Las incorporaciones más destacadas de 2012, se
tienen en la Cuenca del Golfo de México Profundo,
con 959.7 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente en reserva 3P, es decir aporta el 55.4 por
ciento del total nacional. De igual manera, las mayores
reservas descubiertas tanto de aceite como de gas a
nivel 3P, se tienen en el Golfo de México Profundo.
En lo que se refiere al tipo de hidrocarburos que con-
tienen los yacimientos, los descubrimientos de reser-
vas de aceite pasaron de 1,011.0 millones de barriles
en 2011 a 850.9 millones de barriles en 2012, lo que
significa una reducción del 15.8 por ciento en relación
al año anterior. La composición del aceite descubierto
en 2012 consta de las siguientes proporciones: 49.0
de aceite pesado, 30.7 es aceite superligero y 20.3
de aceite ligero. El incremento en las reservas des-
cubiertas de aceite ligero y superligero permitirá en
el corto plazo incrementar la calidad de la mezcla del
crudo mexicano de exportación.
En relación a las reservas de gas natural los descubri-
mientos realizados este año en nuestro país son muy
importantes, ya que se tiene un incremento conside-
rable de 90.2 por ciento en 2012 con respecto al 2011,
al aumentar de 2,134.2 a 4,059.3 miles de millones
de pies cúbicos. Del total de estas reservas de gas
natural, 2,576.3 miles de millones de pies cúbicos, o
sea, el 63.5 por ciento corresponde al gas no asocia-
Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2009-2012.
1P 2P 3P
Año Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Cuenca mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce
2009 Total 276.4 566.2 388.9 617.7 1,277.9 879.2 1,008.1 3,733.0 1,773.9
Burgos 0.0 58.6 12.3 0.0 115.5 24.4 0.0 226.3 48.1
Sabinas 0.0 49.0 9.4 0.0 59.0 11.3 0.0 72.5 13.9
Sureste 276.4 451.4 365.8 617.7 1,096.2 842.0 1,008.1 3,427.0 1,710.5
Veracruz 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4
2010 Total 136.6 455.7 230.8 352.8 903.8 543.0 877.8 2,724.0 1,437.8
Burgos 0.0 20.2 4.3 0.0 40.3 8.4 0.0 78.0 16.4
Sabinas 0.0 6.2 1.2 0.0 10.4 2.0 0.0 19.1 3.7
Sureste 136.6 374.8 215.1 352.8 779.2 518.7 866.8 2482.6 1380.2
Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0
Veracruz 0.0 54.5 10.2 0.0 73.9 13.8 0.0 142.1 26.6
2011 Total 116.3 165.4 153.1 301.5 443.6 398.8 1,011.0 2,134.2 1,461.1
Burgos 0.0 18.9 3.9 0.0 31.3 6.5 0.0 47.7 10.1
Sabinas 0.0 5.2 1.0 0.0 30.4 5.9 0.0 111.8 21.5
Sureste 113.0 88.4 134.6 295.2 260.0 356.7 1,002.0 1,834.7 1,393.6
Veracruz 3.4 52.8 13.5 6.3 121.8 29.7 9.0 139.9 35.9
2012 Total 89.7 207.4 133.9 187.6 1,510.3 507.3 850.9 4,059.3 1,731.3
Burgos 0.0 27.9 5.9 0.0 45.7 9.7 0.0 60.2 12.8
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 1,059.0 224.1 411.8 2,572.5 959.7
Sabinas 0.0 45.3 8.7 0.0 141.9 27.5 0.0 362.7 70.8
Sureste 76.1 127.6 104.5 138.5 239.5 192.2 358.4 1,024.0 599.5
Veracruz 13.6 6.7 14.9 49.1 24.3 53.8 80.7 39.9 88.4
Descubrimientos
58
do, mientras que el restante 36.5 por ciento, que son
1,483.0 miles de millones de pies cúbicos, pertenece
al gas asociado. La proporción de los componentes
del gas natural no asociado descubierto en 2012, se
distribuye de la siguiente manera: 75.9 por ciento
corresponde al gas húmedo, 14.0 pertenece a gas
y condensado y el restante 10.1 por ciento es gas
seco. El campo Kunah, ubicado en la Cuenca del
Golfo de México Profundo, es el principal aporte
de gas húmedo, con 1,793.0 miles de millones de
pies cúbicos, que representa el 44.2 por ciento del
total del gas natural y el 69.6 por ciento del gas no
asociado descubierto en 2012; también en aguas
profundas del Golfo de México, los campos Trión y
Supremus sumaron 779.5 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, aportando estos tres campos
de aguas profundas el 63.4 por ciento del total de gas
natural en el país. Las Cuencas del Sureste aportaron
1,024.0 millones de pies cúbicos de gas, que consti-
tuye el 25.2 por ciento del gas natural incorporado,
mientras que las cuencas de Burgos, Sabinas y Ve-
racruz en conjunto colaboraron con una reserva de
gas natural de 462.8 millones de pies cúbicos de gas
natural, que conforman el 11.4 por ciento del total de
gas natural descubierto.
En la figura 4.18 se presenta la trayectoria de la in-
corporación de reservas en el periodo 2009 a 2012,
donde se ilustra el incremento sustancial logrado este
último año, en relación a los dos anteriores, en los
volúmenes incorporados de petróleo crudo equiva-
lente por actividad exploratoria.
Figura 4.18 Trayectoria de la incorporación de reservas 1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.
1P
2P
3P
mmbpce
2009 2010 2011 2012
879.2
543.0398.8
507.3
1,773.9
1,437.8 1,461.1
1,731.3
388.9230.8
153.1 133.9
59
Distribución de las reservas de hidrocarburos 55
Las reservas de hidrocarburos son valores dinámicos
que sufren cambios frecuentes debidos a diferentes
circunstancias, entre las que destacan: las actividades
exploratorias y delimitación, el desarrollo de cam-
pos, el comportamiento de la presión-producción
de los yacimientos, la actualización de los modelos
sísmicos-geológicos y evidentemente la extracción
de la producción.
Las variaciones de reservas de hidrocarburos, en
las categorías probadas, probables y posibles, que
se observaron durante 2012, son analizadas en este
capítulo, tomando en consideración que los cambios
de reservas originados dentro de los rubros de ac-
tividades exploratorias y delimitación, se originaron
como consecuencia de la perforación de pozos ex-
ploratorios y delimitadores, respectivamente, por lo
que dichas variaciones son siempre positivas en el
primer caso y positivas o negativas en el segundo.
En cuanto al rubro de desarrollos, éste se origina
precisamente por la perforación de pozos de de-
sarrollo, generando en consecuencia incrementos
o decrementos en las reservas de hidrocarburos.
El análisis del comportamiento presión-producción
de los campos o las actualizaciones de los modelos
geológicos-geofísicos, generan reducciones o incre-
mentos en el rubro de revisiones, incidiendo sobre
los valores de reservas de hidrocarburos reportados.
Finalmente, la extracción de la producción de aceite
y/o gas natural inciden de manera directa sobre las
estimaciones de las reservas probadas.
Las evaluaciones y actualizaciones de reservas de
hidrocarburos realizadas durante el año 2012, para
los campos de Pemex Exploración y Producción,
se ejecutaron de acuerdo a estricto apego a nor-
mas internacionales. Para el caso de las reservas
probadas las estimaciones se realizaron en base a
las regulaciones emitidas por la Securities and Ex-
change Commission (SEC), organismo que regula
los mercados de valores y financieros de los Estados
Unidos de América. Mientras que para las reservas
probables y posibles, se han tomado como referencia
los lineamientos emitidos por el Petroleum Resources
Management System (PRMS), organismo que integra
a la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World
Petroleum Council (WPC), la American Association of
Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petro-
leum Evaluation Engineers (SPEE), ambas entidades
(SEC y PRMS) son organizaciones internacionales de
amplia experiencia internacional en la exploración y
producción de hidrocarburos.
De esta manera, en este capítulo se presenta el aná-
lisis de las principales variaciones de los volúmenes
originales y reservas de hidrocarburos en sus diferen-
tes categorías, en un contexto regional y a nivel activo.
El análisis de las variaciones de reservas se realizó
para aceite, gas natural y petróleo crudo equivalen-
te. Asimismo, y debido a que las incorporaciones
exploratorias, en sus diferentes categorías, son una
componente de las variaciones observadas durante
2012, también fueron incluidas en el análisis.
5.1 Región Marina Noreste
Esta región se ubica en el Suroeste de la República
Mexicana, e incluye parte de la plataforma continental
y el talud del Golfo de México. Abarca una superficie
aproximada de 189,056 kilómetros cuadrados y se
localiza en aguas territoriales nacionales, frente a
Distribución de las reservas de hidrocarburos
60
las costas de los estados de Campeche, Yucatán y
Quintana Roo. La figura 5.1 muestra la localización
geográfica de la región.
La Región Marina Noreste se constituye por los acti-
vos de producción Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, cuya
responsabilidad comprende la administración de los
yacimientos desde las etapas de incorporación y
reclasificación, hasta la de producción y abandono
de los campos.
Uno de los objetivos estratégicos de Petróleos Mexi-
canos es la incorporación de reservas de hidrocar-
buros con las cuales se reponen los volúmenes de
los yacimientos que se encuentran en producción.
Durante 2012, se incluyeron en la región volúmenes
adicionales de hidrocarburos por revisión del com-
portamiento de campos ya existentes, durante este
lapso, el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap se
mantuvo como el primer productor de crudo a nivel
nacional.
A la fecha de evaluación, la región administra 28
campos con reservas remanentes, siendo 14 los que
mostraron producción a lo largo del año 2012, de
ellos 9 en el Activo de Producción Cantarell y 5 del
Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, la producción
anual de la región durante 2012 fue de 479.2 millones
de barriles de aceite y 488.2 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural, estos datos significan el
51.4 y 20.9 por ciento de la producción nacional de
aceite y gas, respectivamente. Los campos que no
se encuentran en explotación al 1 de enero de 2013
son Kambesah y Után en Cantarell y Ayatsil, Baksha,
Chapabil, Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tekel, Tson,
Utsil y Zazil-Ha en Ku-Maloob-Zaap.
La producción promedio diaria de la Región Marina
Noreste durante 2012, fue de 1,309.2 miles de barri-
les de aceite y 1,333.9 millones de pies cúbicos de
gas natural, siendo el campo Zaap del complejo Ku-
Maloob-Zaap, el que se ubicó como el más importante
del país, al aportar 290.3 mil barriles de aceite diarios y
Figura 5.1 La Región Marina Noreste se localiza dentro de aguas territoriales nacionales frente a las costas de Cam-peche, Yucatán y Quintana Roo.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes Región Marina Noreste
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Las reservas de hidrocarburos de México
61
101.0 millones de pies cúbicos de gas natural diarios,
lo anterior se logró por las acciones emprendidas
para continuar con plan de desarrollo de este campo.
Asimismo, el proyecto Ku-Maloob-Zaap, continúa el
incremento de producción, derivado del desarrollo
en los campos Maloob y Zaap y la continuación del
proyecto de mantenimiento de presión de los yaci-
mientos mediante inyección de nitrógeno. Con base
en lo anterior, se prevé que durante al año 2013, la
Región Marina Noreste continuará siendo la principal
productora de aceite crudo a nivel nacional.
5.1.1 Evolución de los volúmenes originales
Las variaciones en volúmenes originales de aceite
crudo y gas natural en los últimos tres años, para la
Región Marina Noreste, en sus diferentes categorías,
se muestran en el cuadro 5.1.
Al 1 de enero de 2013, el volumen original probado
de aceite de la región corresponde a 62,941.7 millo-
nes de barriles, correspondiendo al 39.2 por ciento
del volumen nacional en dicha categoría, derivado
del desarrollo y estudios de caracterización de los
campos. A nivel de activo de producción, Cantarell
engloba la mayor parte del volumen con 37,505.9
millones de barriles de aceite, lo que significa 59.6
por ciento del total; esto implica un incremento con
relación al año anterior como resultado del desarrollo
y revisiones realizadas en los campo del activo. En lo
que respecta a Ku-Maloob-Zaap, cuenta con 25,435.8
millones de barriles de aceite, que representan 40.4
por ciento remanente, el aumento en el volumen con
respecto a 2012, se explica por el desarrollo de los
campos Ku, Maloob, Zaap y actualización de los mo-
delos geológico-petrofísico. Para el volumen original
probable de aceite éste alcanzó 6,064.2 millones de
barriles, que representan 11.7 por ciento del total na-
cional, en esta categoría, lo que significa un aumento
con respecto al año anterior. El Activo de Producción
Ku-Maloob-Zaap posee 5,316.7 millones de barriles,
equivalentes a 87.7 por ciento de la región; el Activo
de Producción Cantarell reporta 747.5 millones de
barriles, equivalente al 12.3 por ciento restante. En
cuanto al volumen original posible de aceite, éste pre-
sentó un aumento con respecto a 2012, ubicándose
en 8,842.9 millones de barriles, que equivalen a 17.4
por ciento del volumen nacional, resultado de la revi-
sión del modelo geológico-petrofísico de los campos
Tekel y Pit. El Activo de Producción Cantarell contiene
547.8 millones de barriles en sus campos y el Activo
de Producción Ku-Maloob-Zaap concentra
8,295.1 millones de barriles de crudo.
El volumen original probado de gas natu-
ral de la Región Marina Noreste registró
25,621.5 miles de millones de pies cúbicos
al 1 de enero de 2013, el valor corresponde
con el 13.1 por ciento del total nacional, se
tiene un incremento al compararse con lo
reportado en el ejercicio anterior, asociado
al desarrollo en los campos Maloob y Zaap
y la actualización de su modelo geológico-
petrofísico. Es el Activo de Producción
Cantarell el que contribuye con 17,651.9
miles de millones de pies cúbicos que se
manifiestan como el 68.9 por ciento del
volumen, mientras que la aportación del
Cuadro 5.1 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Marina Noreste.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2011 Total 73,483.2 27,462.5 Probado 60,014.7 24,847.9 Probable 5,556.2 1,036.2 Posible 7,912.3 1,578.4
2012 Total 76,769.1 27,939.4 Probado 62,203.2 25,603.5 Probable 5,739.8 973.1 Posible 8,826.2 1,362.8
2013 Total 77,848.8 28,178.5 Probado 62,941.7 25,621.5 Probable 6,064.2 1,107.4 Posible 8,842.9 1,449.6
Distribución de las reservas de hidrocarburos
62
Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap es 7,969.6
miles de millones de pies cúbicos, equivalentes a 31.1
por ciento restante.
En la categoría de reserva probable, el volumen
original de gas natural, asciende a 1,107.4 miles
de millones de pies, observándose un incremento
respecto a lo reportado en 2012. De éste volumen
la mayor parte, 70.1 por ciento, pertenece al Activo
de Producción Ku-Maloob-Zaap y el 29.9 por ciento
restante al Activo de Producción Cantarell. Mientras
que el volumen original posible de gas natural, tam-
bién aumentó, siendo de 1,449.6 miles de millones
de pies cúbicos de gas al 1 de enero de 2013, donde
el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap contiene
79.1 por ciento del volumen, mientras que Cantarell
contribuye con el 20.9 por ciento complementario.
5.1.2 Evolución de las reservas
El comportamiento que han tenido las reservas re-
manentes de aceite crudo y gas natural durante los
años 2010, 2011 y 2012, se aprecian en las figuras 5.2
y 5.3. Al 1 de enero de 2013, las reservas totales 3P
de la Región Marina Noreste son 11,540.5 millones de
barriles de aceite crudo y 4,436.2 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural, equivalentes al 37.4 y 7.0
por ciento del total nacional, respectivamente.
De la evaluación de reservas 2P, éstas alcanzan 8,523.9
millones de barriles de aceite crudo y 3,782.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural, corres-
pondientes al 46.0 y 10.8 por ciento de las reservas
2P del país, respectivamente. El cuadro 5.2 presenta
la constitución de las reservas 1P, 2P y 3P de aceite y
gas natural, a nivel activo.
El valor de reserva probada de aceite, al 1 de enero de
2013 es de 5,539.2 millones de barriles y representa
55.0 por ciento de la reserva probada total nacional;
mientras que, para el gas natural, en la misma cate-
goría de reserva, el dato es 2,823.9 miles de millones
de pies cúbicos, equivalentes al 16.5 por ciento de las
reservas probadas de gas a nivel nacional. Las reser-
vas probables y posibles de aceite se han estimado
en 2,984.7 y 3,016.7 millones de barriles, cifras que
representan 35.3 y 24.6 por ciento, de las reservas
nacionales en estas categorías, con base en los valo-
res anteriores, las reservas 2P y 3P alcanzan 8,523.9
y 11,540.5 millones de barriles.
Las reservas probable y posible de gas natural, su-
man 958.4 y 653.9 miles de millones de pies cúbicos,
que equivalen al 5.4 y 2.3 por ciento, de las reservas
nacionales de gas en estas categorías respectivamen-
te, por lo anterior, el cálculo de reservas 2P y 3P, se
determina en 3,782.3 y 4,436.2 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural.
Probada
Probable
Posible
mmb
2011 2012 2013
5,682.2 5,528.0 5,539.2
2,927.6 2,999.7 2,984.7
2,560.5 3,067.6 3,016.7
11,170.3 11,595.3 11,540.5
Figura 5.2 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma-rina Noreste en los últimos tres años.
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2011 2012 2013
3,083.2 2,848.7 2,823.9
825.1 942.7 958.4
848.8647.2 653.9
4,757.14,438.6 4,436.2
Figura 5.3 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Noreste en los últimos tres años.
Las reservas de hidrocarburos de México
63
Al 1 de enero de 2013, las reservas probadas desarro-
lladas y no desarrolladas de la región registran valores
de 4,487.6 y 1,051.5 millones de barriles de aceite,
mientras que para el gas natural se tienen 2,431.9 y
392.0 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-
mente. Por otra parte, considerando la densidad del
crudo, las reservas probadas de aceite crudo pueden
dividirse de la manera siguientes, 5,445.9 millones de
barriles de aceite pesado, equivalentes a un 98.3 por
ciento de la reserva, mientras que el 1.7 por ciento
restante del total probado de la región, se compone
por 93.2 millones de aceite ligero.
Para la reserva probada de gas natural de la región, se
tienen 2,823.9 miles de millones de pies cúbicos, las
cuales se componen en gas asociado y no asociado,
siendo 2,809.7 miles de millones de pies cúbicos el
volumen asociado, que representan 99.5 por ciento
de la reserva y 14.2 miles de millones de pies cúbicos
al no asociado, equivalente a 0.5 por ciento del total
probado de la región.
Aceite crudo y gas natural
Al 1 de enero de 2013, la reserva probada de aceite
en la Región Marina Noreste es de 5,539.2 millones de
barriles, la mayor parte de este volumen se concen-
tra en el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap con
3,486.0 millones de barriles, equivalentes a 62.9 por
ciento regional, en tanto que, el Activo de Producción
Cantarell registra 2,053.2 millones de barriles que
representan el 37.1 por ciento restante.
La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2013,
registra un incremento de 490.3 millones de barriles
con respecto al año anterior. Este se debe a la reclasi-
ficación de reservas probables a probadas ocasionada
por la perforación de pozos de desarrollo en los cam-
pos Maloob, Zaap y Sihil y el mejor comportamiento
presión-producción en el campo Ku; las variaciones
en estos campos, suman 475.9 millones de barriles
de aceite. Durante este periodo no se tuvieron reduc-
ciones significativas en los volúmenes de reservas,
motivadas por revisiones al comportamiento diná-
mico de los campos. Los campos Akal, Maloob y
Zaap concentran el mayor porcentaje de reserva de
la región, al acumular 3,844.1 millones de barriles,
los cuales representan el 69.4 por ciento de reserva
probada de aceite de la región.
La reserva probada de gas natural a nivel regional,
reporta un incremento neto de 463.4 miles de millones
de pies cúbicos con respecto al periodo anterior. La
variación se atribuye a la revisión del comportamiento
Cuadro 5.2 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Noreste.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 5,445.9 93.2 0.0 2,809.7 14.2 Cantarell 1,959.9 93.2 0.0 1,313.2 14.2 Ku-Maloob-Zaap 3,486.0 0.0 0.0 1,496.5 0.0
2P 8,354.0 169.9 0.0 3,766.7 15.6 Cantarell 3,382.7 169.9 0.0 1,850.8 15.6 Ku-Maloob-Zaap 4,971.3 0.0 0.0 1,915.9 0.0
3P 11,370.7 169.9 0.0 4,378.5 57.8 Cantarell 4,872.5 169.9 0.0 2,134.8 57.8 Ku-Maloob-Zaap 6,498.1 0.0 0.0 2,243.6 0.0
Distribución de las reservas de hidrocarburos
64
presión-producción del campo Akal y a la reclasifica-
ción de reservas probables a probadas en los campos
Sihil y Maloob. En la distribución de estas reservas
por activo, la mayor parte se encuentra en Ku-Maloob-
Zaap con el 53.0 por ciento, mientras que Cantarell
concentra el 47.0 por ciento complementario.
Por lo que respecta a la reserva probable de aceite, el
valor estimado al 1 de enero del presente año muestra
un decremento de 15.0 millones de barriles de aceite,
es decir 0.5 por ciento menos que el año anterior. En
particular se tienen incrementos en los campos Balam,
Ek y Tekel con un total de 221.1 millones de barriles
de aceite, siendo para los primeros por mejoras en
los esquemas de explotación de los campos, mien-
tras que para el tercero se debe a la revisión de los
modelos estático y dinámico. Se tienen reducciones
por 271.2 millones de barriles de aceite de los campos
Sihil, Maloob y Zaap. Para esta categoría de reservas
el Activo de Producción Cantarell reúne el 50.2 por
ciento del volumen regional.
La reserva probable de gas natural de la región al 1 de
enero de 2013, presenta un incremento de 15.7 miles
de millones de pies cúbicos en relación al 1 de enero
de 2012, situándose en 958.4 miles de millones de
pies cúbicos. La mayoría de los campos de la región
no tuvieron variaciones significativas, destacándose,
el incremento de 41.0 miles de millones de pies cúbi-
cos del campo Balam, mientras que el campo Sihil,
es el que presentó la mayor disminución con una
reducción de 44.9 miles de millones de pies cúbicos.
A nivel activo, Cantarell contiene el 56.2 por ciento y
Ku-Maloob-Zaap el 43.8 por ciento restante.
Para el caso de la reserva posible de aceite referida al 1
de enero de 2013, ésta registra una reducción de 50.9
millones de barriles de con respecto al año previo.
Los campos que muestran aumento en sus valores
de reserva son Sihil y Lum, debido a la revisión de
los factores de recuperación en las áreas asignadas
en esta categoría, dando una suma de 138.4 millones
de barriles de aceite, por otro lado, se presentaron
reducciones en las reservas de los campos Maloob y
Tekel, ocasionados por la reclasificación de reservas y
la revisión del modelo geológico, respectivamente, la
suma de las variaciones da un total de 160.0 millones
de barriles. El Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap
concentra el 50.6 por ciento de la reserva posible de
la región, mientras el Activo de Producción Cantarell
participa con el 49.4 por ciento.
Al 1 de enero de 2013, la reserva posible de gas na-
tural presenta un ligero incremento de 6.7 miles de
Cuadro 5.3 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina No reste al 1 de enero de 2013.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 2,823.9 2,302.4 1,851.3 Cantarell 1,327.3 1,175.8 946.8 Ku-Maloob-Zaap 1,496.5 1,126.6 904.5
Probable 958.4 757.4 608.4 Cantarell 539.1 458.1 368.1 Ku-Maloob-Zaap 419.4 299.3 240.3
Posible 653.9 467.1 383.3 Cantarell 326.2 296.3 246.2 Ku-Maloob-Zaap 327.7 170.8 137.1
Las reservas de hidrocarburos de México
65
millones de pies cúbicos respecto al periodo anterior,
situándose en 653.9 miles de millones de pies cúbi-
cos, a la fecha de evaluación. El campo con el mayor
incremento es Sihil con 34.3 miles de millones de
pies cúbicos, mientras que, Maloob y Pit redujeron
su volumen de reservas en 41.7 miles de millones de
pies cúbicos. Finalmente, el cuadro 5.3 presenta las
reservas de gas natural por activo estimadas al 1 de
enero de 2013 en sus categorías probada, probable
y posible, así como el gas entregado en planta y el
gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada al 1 de enero de 2013 de la Región
Marina Noreste asciende a 6,163.9 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, y corresponde al 44.4
por ciento del total nacional. Al comparar este dato
con el reportado al 1 de enero de 2012, éste registra un
incremento de 542.3 millones de barriles. Lo anterior
es resultado de la aplicación de mejores esquemas
de explotación en los campos Sihil y Maloob, en el
aspecto de las disminuciones, el campo Akal muestra
un decremento de 23.3 millones de barriles. La figura
5.4 muestra la distribución de reservas probadas por
activo, Ku-Maloob-Zaap representa el 61.8 por ciento,
en tanto Cantarell contiene el 38.2 por ciento.
Con relación a la reserva probable de petróleo cru-
do equivalente al 1 de enero de 2013, registra un
decremento de 14.2 millones de barriles, esto como
resultado de la reclasificación de reservas probables
a probadas de los campos Sihil y Maloob, por lo
tanto el valor de la reserva probable es de 3,189.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
lo que equivale a nivel nacional al 25.9 por ciento.
La figura 5.5 presenta la distribución de la reserva
por activo, siendo el Activo de Producción Cantarell
en donde se concentra la mayor parte del volumen
regional con 50.8 por ciento.
En la categoría de reserva posible la Región Mari-
na Noreste, cuantifica 3,137.2 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente al 1 de enero del
presente año, equivalentes al 17.1 por ciento del
total nacional. En la figura 5.6 se observa la distri-
bución de las reservas posibles de petróleo crudo
equivalente para cada uno de los activos que con-
forman la región, observándose que el Activo de
Producción Ku-Maloob-Zaap concentra la mayoría
del volumen con un 50.2 por ciento. Para la fecha
de evaluación, se tuvo una disminución del orden
de 46.1 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, generado por la reclasificación de reservas
del campo Maloob y la revisión del modelo geoló-
gico del campo Tekel, ambos campos suman una
mmbpce
CantarellKu-Maloob-Zaap
Total
3,808.5
6,163.92,355.4
Figura 5.4 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
mmbpce
Cantarell Ku-Maloob-Zaap
Total
1,569.9 3,189.4
1,619.5
Figura 5.5 Reservas probables al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
66
reducción de 165.9 millones de barriles de aceite
crudo equivalente, en la parte de los incrementos
los campos Sihil y Lum suman 150.6 millones de
barriles de aceite crudo equivalente, derivados de
la revisión de los factores de recuperación en las
áreas de reserva posible. Comparada con el volu-
men reportado el año anterior, la reserva total o
3P de la región presenta un incremento de 482.0
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
para situarse en 12,490.5 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2013,
concentrando 28.0 por ciento del total nacional. La
figura 5.7 presenta la constitución de la reserva 3P
a nivel regional.
Relación reserva-producción
La relación reserva probada-producción de la Re-
gión Marina Noreste es de 11.9 años considerando
como constante la producción registrada durante
2012 de 517.8 millones de barriles de petróleo cru-
do equivalente. Al realizar un ejercicio similar para
la reserva probada más probable (2P), la relación
reserva-producción asciende a 18.1 años, final-
mente para la reserva (3P) la relación mencionada
es 24.1 años.
A nivel activo, Ku-Maloob-Zaap durante el año 2012
tuvo una producción de 338.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, empleando este
valor, se estima una relación reserva-producción de
11.3 años; mientras que para Cantarell la relación
resulta de 13.1 años con una producción en 2012,
de 179.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
Para las otras categorías de reservas, la relación
reserva-producción probada más probable (2P)
para el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap es
de 15.9 años, mientras que para la reserva probada
más probable más posible (3P), dicha relación es
de 20.5 años. El Activo de Producción Cantarell
tiene una relación reserva-producción probada más
probable (2P) de 22.2 años. Para las reservas totales
Figura 5.7 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.
261.5 270.8
259.7243.1
Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
143.3 132.6
126.3248.1
526.1 546.6
525.0482.5
84.0398.1 0.0 -517.8
12,526.3 12,490.5
12,081.312,097.2
Desarrollos
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
11,595.3 11,540.511,170.311,123.6
2012 201320112010
mmbpce
CantarellKu-Maloob-Zaap
Total
1,574.5
3,137.21,562.7
Figura 5.6 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, dis tribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
Las reservas de hidrocarburos de México
67
Cuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Noreste.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2011 Total 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3 Probada 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4 Probable 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6 Posible 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3
2012 Total 11,595.3 143.3 261.5 526.1 12,526.3 Probada 5,528.0 93.2 173.6 344.6 6,139.4 Probable 2,999.7 35.4 56.6 111.8 3,203.6 Posible 3,067.6 14.6 31.3 69.8 3,183.3
2013 Total 11,540.5 132.6 270.8 546.6 12,490.5 Probada 5,539.2 90.2 178.6 355.9 6,163.9 Probable 2,984.7 28.7 59.0 117.0 3,189.4 Posible 3,016.7 13.7 33.2 73.7 3,137.2
(3P), la relación reserva-producción se incrementa
a 30.9 años.
Es importante mencionar que durante 2012, el Activo
de Producción Ku-Maloob-Zaap se colocó como el
primer productor de aceite a nivel nacional con una
producción de 924.6 miles de barriles de petróleo
crudo equivalente diarios.
Reservas por tipo de fluido
La evolución de las reservas de la Región Marina
Noreste, en función del tipo de fluido se muestra
en el cuadro 5.4, ésta comprende del 1 de enero de
2011 al 1 de enero de 2013. Se observa que la reserva
probada de 6,163.9 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, se constituye por 89.9 por ciento
de aceite crudo, 1.5 por ciento de condensado, 2.9
por ciento de líquidos de planta y 5.7 por ciento de
gas seco equivalente a líquido.
Para el caso de la reserva probable, el volumen de
3,189.4 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, se compone de 93.6 por ciento de aceite
crudo, 0.9 por ciento de condensado, 1.8 por ciento
de líquidos de planta y 3.7 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-
ciende a 3,137.2 millones de barriles y está distribuida
en 96.2 por ciento de aceite crudo, 0.4 por ciento de
condensado, 1.1 por ciento de líquidos de planta y 2.3
por ciento de gas seco equivalente a líquido.
5.2 Región Marina Suroeste
Dentro de los objetivos estratégicos de Petróleos
Mexicanos está la incorporación de volúmenes
de hidrocarburos que van orientados a restituir la
producción de los yacimientos existentes. Dicha
incorporación por concepto de adiciones explora-
torias, se ha concentrado de manera importante en
la Región Marina Suroeste. Estos descubrimientos
han permitido contribuir en la reposición de los hi-
drocarburos producidos en la región, y más aún, a
nivel nacional.
La región se ubica en aguas territoriales que com-
prenden la plataforma y talud continental del Golfo
Distribución de las reservas de hidrocarburos
68
de México. Su extensión cubre un área superior a
352,390 kilómetros cuadrados. En la porción Sur,
colinda con los estados de Veracruz, Tabasco y Cam-
peche, hacia el Este con la Región Marina Noreste, y
al Norte y Poniente está limitada por las aguas territo-
riales nacionales, como se aprecia en la figura 5.8.
Al 1 de enero de 2013, los activos de producción
Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco conforman la
estructura organizacional de la Región Marina Suroes-
te. Cabe hacer mención que los esfuerzos por parte de
la organización dirigidos a investigar y desarrollar la
porción marina más allá de la isobata de 500 metros,
han sido satisfactorios en los años recientes.
Actualmente la región administra 72 campos con
reservas remanentes, 25 de los cuales registran, al
1 de enero de 2013 producción de aceite ligero y
superligero, así como gas asociado. Los campos
que se han explotado en la región representan 34.7
por ciento. De acuerdo a esta relación, existe un im-
portante potencial por desarrollar en la zona marina
perteneciente a la Región Marina Suroeste.
La producción diaria de aceite y gas natural de la
región durante el año 2012, promedió 585.5 miles de
barriles y 1,259.2 millones de pies cúbicos, es decir,
acumuló en dicho año 214.3 millones de barriles de
aceite y 460.9 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, lo que significó aportar 23.0 y 19.7 por
ciento de la producción nacional de aceite y gas,
respectivamente.
La actividad exploratoria durante el año 2012, resultó
exitosa al descubrirse el campo Kunah, en la Cuenca
del Golfo de México Profundo resultando productor
de gas húmedo y cuya reserva 3P asciende a 379.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Así, las actividades de exploración y explotación se-
guirán alimentando la reposición de las reservas por
medio de nuevos yacimientos, y la reclasificación de
los volúmenes de los ya encontrados.
Figura 5.8 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y del talud con tinental del Golfo de México.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes
RegiónMarina
Suroeste
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Las reservas de hidrocarburos de México
69
5.2.1 Evolución de los volúmenes originales
Al 1 de enero de 2013, el volumen original probado
de aceite de la Región Marina Suroeste es 19,401.6
millones de barriles, lo cual representa 12.1 por
ciento del volumen nacional en dicha categoría. En
particular, el Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc
contiene la mayor parte del volumen de la región
con 14,757.9 millones de barriles de aceite, es decir,
76.1 por ciento del total. Por otro lado, el Activo de
Producción Litoral de Tabasco registra 4,643.7 millo-
nes de barriles de aceite, o sea 23.9 por ciento del
volumen regional. Respecto a los volúmenes origi-
nales probable y posible de aceite, estos ascienden
a 4,018.8 y 5,907.4 millones de barriles, equivalentes
a 7.7 y 11.6 por ciento de los volúmenes nacionales,
respectivamente. El mayor volumen original proba-
ble de aceite corresponde al Activo de Producción
Litoral de Tabasco con el 61.9 por ciento de la región,
es decir, alcanza 2,487.4 millones de barriles, como
resultado de las actividades de desarrollo y revisión.
Por otra parte, el Activo de Producción Abkatún-Pol-
Chuc concentra 38.1 por ciento del volumen original
probable regional, que representa 1,531.5 millones de
barriles, volumen mayor con respecto al año anterior
básicamente por desarrollo y revisión de campos. De
los 5,907.4 millones de barriles de volumen
original posible de aceite, 4,631.2 millones
de barriles corresponden a los campos del
Activo de Producción Litoral de Tabasco, y
1,276.2 millones de barriles corresponden al
Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc.
Con relación a los volúmenes originales de
gas natural de la Región Marina Suroeste, al
1 de enero de 2013 se tienen 26,021.3 miles
de millones de pies cúbicos en la categoría
probada, que constituyen 13.3 por ciento
del total nacional. El 59.4 por ciento regio-
nal corresponde al Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc, es decir, 15,447.1 miles
de millones de pies cúbicos, presentando
un incremento por desarrollos y revisiones.
Adicionalmente, 10,574.2 miles de millones de pies
cúbicos están distribuidos en el Activo de Producción
Litoral de Tabasco, y equivalen a 40.6 por ciento de
la región. En lo referente a los volúmenes originales
probables, éstos ascienden a 7,956.2 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas natural, es decir, muestran
un incremento con respecto al año anterior originado
principalmente por un nuevo yacimiento, desarrollo
y revisión de campos. El 82.8 por ciento del volumen
original probable de la regional corresponde al Activo
de Producción Litoral de Tabasco, 17.2 por ciento al
Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc. Para el caso
de volúmenes posibles, estos se ubican en 14,126.9,
miles de millones de pies cúbicos de gas. El Activo
de Producción Litoral de Tabasco engloba 97.6 por
ciento del volumen original posible de la región, el
2.4 por ciento restante le corresponde a los campos
de Abkatún-Pol-Chuc. Es importante mencionar que
durante 2012, se realizó un importante descubri-
miento en aguas profundas, producto de la actividad
exploratoria realizada principalmente en el Activo de
Producción Litoral de Tabasco, lo que ocasionó un in-
cremento en sus volúmenes originales. El cuadro 5.5
ilustra el comportamiento de los volúmenes originales
de aceite y gas natural en sus diferentes categorías,
reportados al 1 de enero de los años 2011 a 2013.
Cuadro 5.5 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Marina Suroeste.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2011 Total 27,189.2 41,200.1 Probado 18,345.2 23,932.1 Probable 3,385.8 6,399.0 Posible 5,458.2 10,869.0
2012 Total 28,719.2 45,224.4 Probado 19,129.1 26,222.0 Probable 3,595.9 5,740.2 Posible 5,994.3 13,262.2
2013 Total 29,327.9 48,104.4 Probado 19,401.6 26,021.3 Probable 4,018.8 7,956.2 Posible 5,907.4 14,126.9
Distribución de las reservas de hidrocarburos
70
5.2.2 Evolución de las reservas
Las reservas probadas de aceite al 1 de enero de 2013
para la Región Marina Suroeste ascienden a 1,309.6
millones de barriles, lo que representa 13.0 por cien-
to de la reserva probada del país. Con relación a la
reserva probada de gas natural, la cifra asciende a
4,168.8 miles de millones de pies cúbicos, represen-
tando 24.4 por ciento de la reserva probada de gas
a nivel nacional.
En cuanto al inventario de reservas probable y posible
de aceite, éstas ascienden a 1,234.4 y 1,492.1 millones
de barriles, contribuyendo con 14.6 y 12.1 por ciento,
respectivamente, a las reservas nacionales de aceite
en estas categorías. De esta forma, las reservas 2P y
3P alcanzan 2,543.9 y 4,036.0 millones de barriles de
aceite, respectivamente. Para el gas natural, las reser-
vas probable y posible se ubican en 4,250.6 y 7,582.5
miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a
23.8 y 26.8 por ciento del total nacional en dichas ca-
tegorías. Como resultado de lo anterior, las reservas
2P y 3P alcanzan 8,419.4 y 16,001.9 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural. En las figuras 5.9 y 5.10
se presentan las variaciones de las reservas de aceite
y gas natural, para los últimos tres años. En relación
a las reservas probada desarrollada y no desarrollada
de la región, éstas registran valores de 699.2 y 610.4
millones de barriles de aceite, mientras que para el
gas natural se alcanzan 1,745.3 y 2,423.5 miles de
millones de pies cúbicos, respectivamente.
La reserva probada de aceite crudo de la región está
constituida, en función de su densidad, por 98.6 mi-
llones de barriles de aceite pesado, equivalente a 7.5
por ciento de la reserva, 836.3 millones de barriles
de aceite ligero ó 63.9 por ciento, y 374.6 millones
de barriles restantes corresponden a superligero, es
decir, 28.6 por ciento del total probado de la región.
En lo referente a la reserva probada de gas natural,
ésta se compone de 38.5 por ciento o 1,605.7 miles
de millones de pies cúbicos de gas asociado, y 61.5
por ciento de gas no asociado, equivalente a 2,563.1
miles de millones de pies cúbicos. El cuadro 5.6
presenta la composición de las reservas 1P, 2P y 3P
de aceite y gas natural. Es importante señalar que
el valor reportado del gas no asociado incluye las
reservas de yacimientos de gas y condensado, gas
seco y gas húmedo.
Aceite crudo y gas natural
La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2013,
para la Región Marina Suroeste registra un volumen
de 1,309.6 millones de barriles, de los cuales 506.2
millones ó 38.7 por ciento se ubican en el Activo de
Producción Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 803.3
millones de barriles de aceite, es decir 61.3 por cien-
Probada
Probable
Posible
mmb
2011 2012 2013
1,255.8 1,266.9 1,309.6
1,001.1 1,202.4 1,234.4
1,457.61,557.1 1,492.1
3,714.54,026.4 4,036.0
Figura 5.9 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma-rina Suroeste en los últimos tres años.
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2011 2012 2013
4,063.6 4,080.1 4,168.8
3,454.6 3,765.4 4,250.6
5,729.96,769.7
7,582.5
13,248.014,615.2
16,001.9
Figura 5.10 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Suroeste en los últimos tres años.
Las reservas de hidrocarburos de México
71
to, le corresponden al Activo de Producción Litoral
de Tabasco.
La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo
un incremento neto de 257.0 millones de barriles,
con respecto a la reportada el 1 de enero de 2012.
Además, la reserva probada desarrollada tuvo un au-
mento neto por 292.4 millones de barriles de aceite.
Asimismo, la reserva no desarrollada registró una
variación negativa de 35.5 millones de barriles con
respecto al año anterior. A nivel de activo de pro-
ducción, Abkatún-Pol-Chuc presentó un incremento
de 189.9 millones de barriles, correspondiendo a la
reserva probada desarrollada 174.0 millones, mientras
que a la reserva no desarrollada le corresponden 15.9
millones de barriles. Estas variaciones positivas se de-
ben fundamentalmente a las actividades de desarrollo
de campos, así como a la revisión del comportamiento
presión-producción de los mismos.
El Activo de Producción Litoral de Tabasco registró
un incremento en su reserva probada de aceite al 1
de enero de 2013 por 67.0 millones de barriles. Este
volumen es resultado de los incrementos en la reserva
probada desarrollada por 118.4 millones de barriles
y el decremento por 51.4 millones en la probada no
desarrollada. Las variaciones positivas en los campos
del Activo de Producción Litoral de Tabasco se de-
ben básicamente a las actividades de desarrollo de
campos y revisión.
Al 1 de enero de 2013, las reservas probadas de gas
natural ascienden a 4,168.8 miles de millones de pies
cúbicos, concentrándose 1,024.1 miles de millones de
pies cúbicos en el Activo de Producción Abkatún-Pol-
Chuc, mientras que Litoral de Tabasco participa con
3,144.7 miles de millones de pies cúbicos.
La reserva probada de gas natural a nivel regional, re-
porta un incremento neto por 549.5 miles de millones
de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2012.
Esta variación se integra por un aumento en reserva
probada desarrollada por 734.9 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural y una disminución de
185.3 miles de millones de pies cúbicos en la reserva
no desarrollada. El Activo de Producción Abkatún-Pol-
Chuc registra un incremento en la reserva probada
de 382.2 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Esta situación se explica por la variación
que se presentan en los conceptos de desarrollo y
revisión de campos.
Para el Activo de Producción Litoral de Tabasco, la
reserva probada presentó un incremento por 167.4
Cuadro 5.6 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Suroeste.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 98.6 836.3 374.6 1,605.7 2,563.1 Abkatún-Pol-Chuc 9.9 475.9 20.4 919.4 104.7 Litoral de Tabasco 88.7 360.4 354.2 686.3 2,458.4
2P 392.7 1,520.9 630.3 2,930.3 5,489.1 Abkatún-Pol-Chuc 133.0 872.1 55.8 1,739.0 184.0 Litoral de Tabasco 259.7 648.7 574.6 1,191.4 5,305.1
3P 758.7 2,047.6 1,229.7 3,833.1 12,168.8 Abkatún-Pol-Chuc 277.4 901.3 61.3 1,802.3 216.1 Litoral de Tabasco 481.3 1,146.3 1,168.4 2,030.8 11,952.7
Distribución de las reservas de hidrocarburos
72
miles de millones de pies cúbicos de gas natural, y
donde la reserva probada desarrollada explica una
variación positiva por 395.0 miles de millones de pies
cúbicos. Adicionalmente, se registró una variación
negativa por 227.6 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural de la reserva probada no desarrollada.
En particular, el incremento registrado en la categoría
de reserva probada desarrollada se explica principal-
mente por desarrollo, y revisiones.
La reserva probable de aceite crudo de la región,
al 1 de enero de 2013, presenta un incremento de
31.9 millones de barriles de aceite con respecto al
año anterior. En particular, el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc registró un decremento de 15.4
millones de barriles de aceite, valor que al combinarse
con el incremento en el Activo de Producción Litoral
de Tabasco por 47.3 millones de barriles, explica la
variación positiva antes citada, y es explicada bási-
camente por los rubros de desarrollo y revisión de
campos. De esta manera, la reserva probable de aceite
al 1 de enero de 2013, asciende a 1,234.4 millones
de barriles.
Respecto a la reserva probable de gas, ésta presentó
un incremento de 485.2 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, con respecto a la cifra repor-
tada al 1 de enero del año anterior. Esta variación se
compone de 113.6 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural registrado en el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc de y 371.6 miles de millones de pies
cúbicos en Activo de Producción Litoral de Tabasco
por. Los principales incrementos se dieron en los cam-
pos Kuil, Ixtal y Onel debido al desarrollo, comporta-
miento y revisión de su modelo geológico-petrofísico,
lo que se traduce en 213.9 miles de millones de pies
cúbicos. En contraparte, Abkatún y Ché, registraron
decrementos por revisión, que ascendieron a 128.3
miles de millones de pies cúbicos. Sin embargo,
no pudieron contrarrestar las variaciones positivas
mencionadas anteriormente. Asimismo, el Activo de
Producción Litoral de Tabasco registro 1,059.0 miles
de millones de pies cúbicos, producto de la actividad
exploratoria que se tuvo con la incorporación del
campo Kunah.
Al 1 de enero de 2013, las reservas posibles de aceite
y gas natural de la región ascienden a 1,492.1 millones
de barriles y 7,582.5 miles de millones de cúbicos,
respectivamente. La reserva posible de aceite en la
Región Marina Suroeste presenta una variación nega-
tiva por 64.9 millones de barriles con respecto a la cifra
estimada al 1 de enero de 2012. En esta categoría, el
Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc presenta un
Cuadro 5.7 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2013.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 4,168.8 3,593.0 2,856.1 Abkatún-Pol-Chuc 1,024.1 773.6 614.7 Litoral de Tabasco 3,144.7 2,819.5 2,241.4
Probable 4,250.6 3,668.1 2,928.1 Abkatún-Pol-Chuc 898.8 680.9 541.2 Litoral de Tabasco 3,351.7 2,987.2 2,387.0
Posible 7,582.5 6,834.8 5,612.1 Abkatún-Pol-Chuc 95.5 68.1 54.2 Litoral de Tabasco 7,487.0 6,766.7 5,558.0
Las reservas de hidrocarburos de México
73
incremento por 21.5 millones de barriles, básicamente
por revisión. Adicionalmente, en esta categoría el
Activo de Producción Litoral de Tabasco registra un
decremento por 86.5 millones de barriles de aceite
crudo. Esta variación se sitúa fundamentalmente en
los campos de Kab por desarrollo y Bolontikú, Xanab
e Ichalkil por revisión.
En lo concerniente a la reserva posible de gas natural
de la región, ésta reporta una variación positiva de
812.8 miles de millones de pies cúbicos con respecto
al año anterior. En particular, el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc, registra un incremento de 5.5 mi-
les de millones de pies cúbicos. Por su parte, el Activo
de Producción Litoral de Tabasco tuvo un incremento
por 807.3 miles de millones de pies cúbicos de reserva
posible de gas natural, destacando el éxito explorato-
rio logrado al incorporar un volumen por 734.0 miles
de millones de pies cúbicos, en el campo Kunah. El
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 petróleo crudo equivalente al
1 de enero de 2013 asciende a 2,165.3 millones de
barriles. Este volumen representa 15.6 por ciento del
total nacional. Con relación al 1 de enero de 2012,
la reserva presenta una variación neta positiva que
asciende a 357.3 millones de barriles. De acuerdo a
la figura 5.11, el Activo de Producción Abkatún-Pol-
Chuc contiene 32.3 por ciento del total regional, lo
que significa que sus reservas son 700.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, presentando
un incremento neto de 262.8 millones de barriles con
respecto al año anterior. Estos incrementos básica-
mente se deben al desarrollo de los campos Homol
y Kuil con 32.4 y 77.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente y las revisiones en Abkatún y Chuc
e Ixtal con 35.5, 33.9 y 36.8 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, respectivamente.
Por otra parte, el Activo de Producción Litoral de
Tabasco concentra 67.7 por ciento de las reservas
probadas de petróleo crudo equivalente de la región,
es decir, 1,465.4 millones de barriles. En el Activo
de Producción Litoral de Tabasco se presentaron
incrementos que totalizan 94.5 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, los cuales se explican
primordialmente por el desarrollo de los campos Yax-
ché, May y Tsimin que registraron en conjunto 123.4
millones de barriles.
La reserva probable de la región al 1 de enero de
2013 cuantifica un volumen de 2,107.2 millones de
mmbpce
Abkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
Total
700.0 2,165.3
1,465.4
Figura 5.11 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.
mmbpce
TotalAbkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
2,107.2725.9
1,381.3
Figura 5.12 Reservas probables al 1 de ene ro de 2013, distribuidas por activo en la Re gión Marina Suroeste.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
74
barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen
representa 17.1 por ciento de las reservas del país en
esta categoría. La figura 5.12 presenta la distribución
de las reservas a nivel activo de producción. Este
volumen de reservas muestra un incremento con
relación al reportado al 1 de enero de 2012. Dicho
incremento cuantifica 130.8 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. En particular, los campos
del Activo de Producción Litoral de Tabasco presen-
taron incrementos por un total de 124.2 millones de
barriles, como resultado de los descubrimientos, de-
sarrollos y revisiones. La restante variación positiva,
se localiza básicamente en el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc.
Al 1 de enero de 2013, la reserva posible de la región
en términos de petróleo crudo equivalente ascendió
a 3,065.2 millones de barriles, como se muestra en la
figura 5.13. Este volumen representa 16.7 por ciento
de la cifra nacional respectiva. Así, a la fecha indica-
da se presenta un incremento por 102.7 millones de
barriles en relación al año anterior. A nivel activo de
producción, Abkatún-Pol-Chuc, reporta un incremen-
to por 22.8 millones de barriles. En cuanto al Activo
de Producción Litoral de Tabasco, éste registró una
variación positiva que asciende a 80.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. La actividad
exploratoria culminó con el descubrimiento de los
yacimientos nuevos en el campo Kunah por 155.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
respectivamente. Asimismo, en los rubros de desa-
rrollo y revisiones se tuvieron decrementos que en
conjunto ascendieron a 75.3 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, que no fueron suficientes
para contrarrestar los resultados positivos antes cita-
dos por la incorporación del campo Kunah. La figura
5.14 ilustra el balance de la reserva 3P de petróleo
crudo equivalente de la región al 1 de enero de 2013
y su comparación respecto a los años 2009 a 2012.
Relación reserva-producción
La relación reserva probada-producción de la Región
Marina Suroeste es de 7.0 años, considerando una
Figura 5.13 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, dis tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.
mmbpce
TotalAbkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
3,065.22,868.8
196.4
1,054.6 Líquidos de planta
Condensado
Gas secoequivalente
Aceite71.1
55.961.043.6
673.2
1,715.1
2,191.2
808.3
2,158.7
750.2
1,875.5
3,551.4 4,036.04,026.43,714.5
379.4221.8 -10.4 -307.5
6,010.8
7,337.87,054.4
6,383.7
Desarrollos2010 201320122011
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
Figura 5.14 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Suroeste.
Las reservas de hidrocarburos de México
75
producción constante de 307.5 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente. Para el caso de la
reserva probada más probable, la relación resulta de
13.9 años, mientras que utilizando la reserva 3P es
de 23.9 años. En particular, el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc presenta el menor valor de esta
relación con 5.2 años, utilizando la reserva probada,
en tanto que para el Activo de Producción Litoral de
Tabasco resulta de 8.4 años.
Considerando las reservas 2P de petróleo crudo equi-
valente, la relación resulta de 10.7 y 16.4 años para los
activos de producción Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de
Tabasco, respectivamente. En el caso de las reservas
3P o totales, los valores son 12.1 años para el Activo
de Producción Abkatún-Pol-Chuc y 32.9 años para
Litoral de Tabasco.
Reservas por tipo de fluido
Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de
fluido son mostradas en el cuadro 5.8 referidas al 1
de enero de los años 2011 a 2013, para las respec-
tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada
remanente al cierre de 2012 de 2,165.3 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, se compone
en 60.5 por ciento de aceite crudo, 0.8 por ciento de
condensado, 13.4 por ciento de líquidos de planta y
25.4 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
Para el caso de la reserva probable, el volumen de
2,107.2 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, está constituido por 58.6 por ciento de aceite
crudo, 1.0 por ciento de condensado, 13.7 por ciento
de líquidos de planta y 26.7 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-
ciende a 3,065.2 millones de barriles y está distribuida
en 48.7 por ciento de aceite crudo, 0.6 por ciento de
condensado, 15.6 por ciento de líquidos de planta y
35.2 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
5.3 Región Norte
De acuerdo al Diario Oficial de la Federación publica-
do el 28 de marzo de 2013 y con respecto a las otras
regiones de Pemex-Exploración y Producción, la
Región Norte presenta la mayor extensión territorial
Cuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2011 Total 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7 Probada 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3 Probable 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0 Posible 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4
2012 Total 4,026.4 61.0 808.3 2,158.7 7,054.4 Probada 1,266.9 21.4 264.4 562.8 2,115.5 Probable 1,202.4 18.3 209.9 545.7 1,976.4 Posible 1,557.1 21.2 334.0 1,050.2 2,962.5
2013 Total 4,036.0 55.9 1,054.6 2,191.2 7,337.8 Probada 1,309.6 17.2 289.4 549.1 2,165.3 Probable 1,234.4 21.6 288.2 563.0 2,107.2 Posible 1,492.1 17.1 477.0 1,079.1 3,065.2
Distribución de las reservas de hidrocarburos
76
con 3.7 millones de kilómetros cuadrados aproxima-
damente, incluyendo una porción terrestre así como
otra marina. De acuerdo a la figura 5.15, la región se
localiza en la franja Norte de la República Mexicana,
colindando con los Estados Unidos de América y sus
aguas territoriales del Golfo de México al Norte, al
Sur con el río Tesechoacán ubicado en el estado de
Veracruz y un límite convencional que se prolonga en
forma horizontal a partir de dicha referencia hacia la
costa del Océano Pacífico y se extiende hasta el límite
de las aguas territoriales, al Oriente con la línea de
costa del Estado de Veracruz, la isobata de 500 metros
del Golfo de México y los límites convencionales de
los proyectos exploratorios Tlancanán y Pulhman, y
al Occidente con aguas internacionales del Océano
Pacífico.
Administrativamente, la región está constituida por
los activos de producción Aceite Terciario del Golfo,
Poza Rica-Altamira y Veracruz, además del Activo In-
tegral Burgos, así como por los activos de exploración
Aguas Profundas Norte y Tampico-Misantla-Golfo.
Específicamente, los activos de producción y el inte-
gral se enfocan primordialmente a las actividades de
desarrollo de campos, así como a la optimización de
la operación de los mismos. Por su parte, los activos
de exploración tienen como objetivos principales la
adición 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.
Por la magnitud de su superficie, la región ocupa la pri-
mera posición en cuanto al número de campos opera-
dos y por ende también encabeza la lista en el contexto
nacional en cuanto a las actividades de desarrollo.
Como consecuencia de lo anterior, la Región Norte
produce diversos tipos de hidrocarburos, es decir,
aceite ligero y pesado, así como gas seco y húmedo,
además de gas y condensado. De manera particular,
los activos de producción Aceite Terciario del Golfo
y Poza Rica-Altamira producen preponderantemente
aceite, mientras que la producción de gas no asociado
proviene del Activo Integral Burgos y del Activo de
Figura 5.15 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes
Región Norte
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Las reservas de hidrocarburos de México
77
Producción Veracruz. Esto ha permitido que la región
se constituya nuevamente en la principal productora
de gas natural, mientras que sus valores de reservas
probable y posible tanto de aceite como de gas natural
ocupan la primera posición a nivel nacional.
En el año 2012, la región produjo 53.1 millones de
barriles, es decir, 145.1 miles de barriles de aceite por
día en promedio. En lo que concierne al gas natural,
la producción anual de la Región Norte fue de 782.9
miles de millones de pies cúbicos de gas natural,
lo cual se tradujo en una producción promedio de
2,139.2 millones de pies cúbicos por día. A nivel na-
cional, las producciones anteriores comprenden 5.7
por ciento para el caso del aceite y 33.5 por ciento
con respecto al gas natural.
Respecto a las actividades relacionadas con la per-
foración exploratoria, a lo largo del año 2012 se
terminaron 12 pozos, sobresaliendo los casos de
Bedel-1 y Master-1. El primer caso, realizado a nivel
Terciario, reviste particular importancia al corroborar
el potencial para la producción de aceite que ofrece
la Cuenca de Veracruz, tradicionalmente productora
de gas. El segundo pozo amplía las perspectivas para
la reactivación de las actividades de explotación en
la Cuenca de Sabinas, al resultar productor de gas
natural en la formación La Virgen, la cual data del
Cretácico Inferior.
En cuanto a las actividades de desarrollo de cam-
pos, en el año 2012 se terminaron 926 pozos a nivel
regional. De esta forma y al igual que en 2011, el
Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo y
el Activo Integral Burgos encabezan este rubro al
registrar 584 y 200 pozos de desarrollo terminados,
respectivamente.
5.3.1 Evolución de los volúmenes originales
El comportamiento histórico durante los últimos tres
años de los volúmenes originales de aceite y gas na-
tural se muestra en el cuadro 5.9. De esta forma, se
observa que el volumen probado de la región alcanza
un valor igual 42,661.5 millones de barriles de aceite,
lo que a nivel nacional comprende 26.6 por ciento.
Asimismo, en cuanto al gas natural, su volumen origi-
nal es de 73,995.9 miles de millones de pies cúbicos,
lo cual significa 37.9 por ciento del total nacional. En
un contexto regional, el Activo de Producción Poza
Rica-Altamira posee los volúmenes probados más
elevados, registrando así 27,574.7 millones
de barriles de aceite y 41,874.5 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural.
Estos volúmenes comprenden 64.6 y 56.6
por ciento del total de la Región Norte. Ade-
más, los volúmenes originales probados
de aceite y gas natural para el Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo son
de 13,488.0 millones de barriles y 6,838.9
miles de millones de pies cúbicos, respec-
tivamente. Asimismo, el volumen original
en la misma categoría de gas natural para el
Activo Integral Burgos es de 19,202.6 miles
de millones de pies cúbicos, mientras que
para el Activo de Producción Veracruz la
cifra asciende a 6,079.8 miles de millones
de pies cúbicos.
Cuadro 5.9 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Norte.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2011 Total 166,663.0 146,030.6 Probado 48,663.2 75,601.1 Probable 66,549.6 36,131.6 Posible 51,450.2 34,297.9
2012 Total 111,169.1 110,048.8 Probado 41,187.3 71,433.3 Probable 38,883.2 21,824.5 Posible 31,098.7 16,791.0
2013 Total 115,777.5 125,428.8 Probado 42,661.5 73,995.9 Probable 39,213.2 27,247.5 Posible 33,902.8 24,185.5
Distribución de las reservas de hidrocarburos
78
En lo que respecta a los volúmenes originales proba-
bles tanto de aceite como de gas natural a nivel regio-
nal, los valores suman 39,213.2 miles de millones de
barriles y 27,247.5 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. Las cifras anteriores representan
75.3 y 68.2 por ciento de los totales nacionales corres-
pondientes. Además, en esta categoría el Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo ocupa la primera
posición de la región con 97.2 por ciento del volumen
original probable de aceite y con 70.3 por ciento para
el gas natural. Estos porcentajes implican 38,103.3
millones de barriles de aceite y 19,165.1 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural.
Los volúmenes originales posibles de aceite y gas
natural reportados por la región al 1 de enero de 2013
alcanzan 33,902.8 millones de barriles y 24,185.5 miles
de millones de pies cúbicos, respectivamente. A nivel
nacional estos volúmenes representan 66.7 por ciento
para el aceite y 54.7 por ciento para el gas. En esta
categoría de nuevo el Activo de Producción Aceite
Terciario del Golfo concentra los mayores volúmenes
originales posibles de aceite y gas natural, los cuales
ascienden a 29,901.2 millones de barriles y 13,751.8
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.
En cuanto a los volúmenes originales de gas natural
asociado y no asociado en la categoría probada, los
volúmenes regionales alcanzan 49,825.4 y 24,170.5
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.
En el caso del gas asociado, el mayor porcentaje a
nivel regional corresponde al Activo de Producción
Poza Rica-Altamira con 82.5 por ciento, en tanto que
para el gas no asociado la primera posición la ocupa
el Activo Integral Burgos con 77.5 por ciento.
De manera específica, el volumen original probado de
gas no asociado está conformado en su mayor parte
por gas húmedo no asociado con 13,613.2 miles de
millones de pies cúbicos, seguido del gas seco cuyo
volumen asciende a 10,033.7 miles de millones de
pies cúbicos, en tanto 523.6 miles de millones de pies
cúbicos corresponden a gas y condensado.
Respecto al volumen original probable de gas natural,
su composición suma 24,601.6 miles de millones de
pies cúbicos de gas asociado y 2,645.9 miles de mi-
llones de pies cúbicos de gas no asociado. El Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo concentra
77.9 por ciento del total del volumen original de gas
asociado en esta categoría, lo cual significa el por-
centaje más elevado. En cuanto a la conformación
del volumen original probable de gas no asociado,
1,515.7 miles de millones de pies cúbicos son de gas
húmedo, 1,010.5 miles de millones de pies cúbicos de
gas seco y 119.6 corresponden a gas y condensado.
A nivel activo, 82.2 por ciento del volumen original
de gas no asociado corresponde al Activo Integral
Burgos, seguido del Activo de Producción Poza Rica-
Altamira con 17.8 por ciento. El primer porcentaje
significa 2,173.7 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural no asociado.
Aunado a lo anterior, el volumen original posible de
gas natural alcanza 24,185.5 miles de millones de pies
cúbicos. Específicamente, 20,754.8 miles de millones
de pies cúbicos del volumen anterior son de gas
asociado y 3,430.6 miles de millones de pies cúbicos
corresponden a gas no asociado. El mayor porcentaje
del volumen original posible de gas asociado, es decir,
66.3 por ciento se ubica en los campos del Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo. Respecto al
volumen original posible de gas no asociado, el Activo
Integral Burgos concentra la mayor parte del mismo,
la cual significa 2,826.2 miles de millones de pies cú-
bicos. Además el volumen en cuestión de la Región
Norte está conformado por 1,939.3 miles de millones
de pies cúbicos de gas húmedo, 1,435.7 miles de
millones de pies cúbicos de gas seco y 55.7 miles de
millones de pies cúbicos de gas y condensado.
Aceite crudo y gas natural
El volumen original probado de aceite al 1 de enero
de 2013 presenta un incremento de 1,474.2 millones
de barriles con respecto al año anterior. Lo anterior
se atribuye primordialmente a la reclasificación de
Las reservas de hidrocarburos de México
79
reservas efectuada en los campos del Activo de Pro-
ducción Aceite Terciario del Golfo y la incorporación
del campo Bedel en el Activo de Producción Vera-
cruz. Respecto al volumen original de gas natural en
la misma categoría, también registra un incremento
2,562.6 miles de millones de pies cúbicos, lo cual se
debe esencialmente a las actividades de reclasifica-
ción ya mencionadas y que se realizaron en el Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo, al igual que
en los campos Cacalilao, Ébano Chapacao, Pánuco y
Tres Hermanos, los cuales forman parte del Activo de
Producción Poza Rica-Altamira.
En referencia al volumen original probable de aceite
regional, éste registra un incremento de 330.0 millo-
nes de barriles; esta variación se debe básicamente
a la actualización de los volúmenes originales por de-
sarrollo realizada en los principales campos del sector
Altamira del Activo de Producción Poza Rica-Altamira.
En cuanto al volumen original probable de gas natural
de la región al 1 de enero de 2013, también se registra
un incremento con respecto al año anterior de 5,423.0
miles de millones de pies cúbicos, la cual también se
relaciona con las actualizaciones efectuadas en los
campos principales del sector Altamira, es decir, que
esta variación se ubica en gas asociado.
Respecto al volumen original posible de aceite, al 1
de enero del presente año se identifica un incremento
de 2,804.1 millones de barriles, lo que en esencia se
debe a las actividades de desarrollo en los campos
Cacalilao, Ébano Chapacao y Pánuco, del sector Al-
tamira del Activo de Producción Poza Rica-Altamira,
así como a los descubrimientos realizados en aguas
profundas. Similarmente, el volumen original posible
de gas natural también registra una variación positiva
por 7,394.5 miles de millones de pies cúbicos, que
en un porcentaje mayor también corresponde a los
campos del sector Altamira antes mencionados, al
igual que a los descubrimientos en la Cuenca del
Golfo de México Profundo.
5.3.2 Evolución de las reservas
Al 1 de enero de 2013, la Región Norte presenta una
reserva probada de aceite de 934.5 millones de barriles,
mientras que la de gas natural asciende a 3,752.9 miles
de millones de pies cúbicos. Asimismo, las reservas
probadas desarrolladas suman 370.8 millones de ba-
rriles de aceite y 2,283.8 miles de millones de pies cú-
bicos de gas natural. En lo que respecta a las reservas
probadas no desarrolladas de aceite y gas natural, los
valores alcanzan 563.7 millones de barriles y 1,469.1
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.
En cuanto a las reservas probables, la región posee
3,630.0 millones de barriles de aceite y 11,351.8 miles
Figura 5.16 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Norte en los últimos tres años.
Probada
Probable
Posible
mmb
2011 2012 2013
6,020.23,679.3 3,630.0
5,237.4
7,006.7 7,189.4
11,915.9 11,499.1 11,753.9
658.4 813.1 934.5
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2011 2012 20133,941.0 3,858.3 3,752.9
14,972.111,529.7 11,351.8
15,718.918,570.0 18,643.7
34,632.0 33,958.1 33,748.4
Figura 5.17 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Norte en los últimos tres años.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
80
de millones de pies cúbicos de gas natural. Además,
sus reservas posibles ascienden a 7,189.4 millones
de barriles de aceite y 18,643.7 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural.
La información anterior permite inferir que, al 1 de
enero de 2013, las reservas de aceite y gas natural
2P de la región, esto es, la adición de las reservas
probada y probable, asciende a 4,564.5 millones de
barriles de aceite y 15,104.7 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. Por tanto, los volúmenes de
reservas de aceite y gas 3P, esto es, la suma de las re-
servas probadas, probables y posibles de aceite y gas,
suman 11,753.9 millones de barriles y 33,748.4 miles
de millones de pies cúbicos, respectivamente.
Las figuras 5.16 y 5.17 muestran la evolución histórica
de las reservas remanentes de crudo y gas natural en
las categorías probada, probable y posible. Asimismo,
el cuadro 5.10 presenta la composición de acuerdo
al tipo de fluido y para cada uno de los activos que
conforman la región, en términos de las reservas 1P
o probada, 2P y 3P.
A nivel nacional, al 1 de enero de 2013 la reserva
probada de aceite de la Región Norte comprende
9.3 por ciento, mientras que la de gas natural implica
22.0 por ciento. A nivel regional, 68.1 por ciento de la
reserva probada de aceite se concentra en los campos
del Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo,
seguido del Activo de Producción Poza Rica-Altamira
con 27.7 por ciento. Respecto a la reserva probada de
gas natural y en el mismo contexto, el Activo Integral
Burgos ocupa la primera posición con 49.4 por ciento,
mientras que en los campos del Activo de Producción
Aceite Terciario del Golfo suman 25.2 por ciento.
Por otra parte, la reserva probada desarrollada de
aceite de la región ocupa 5.3 por ciento del total na-
cional, en tanto que su reserva probada desarrollada
de gas natural equivale a 21.4 del volumen del país.
Regionalmente, la reserva probada desarrollada de
aceite del Activo de Producción Aceite Terciario del
Golfo presenta el porcentaje más elevado con 50.6
por ciento y la segunda posición la ocupa el Activo
de Producción Poza Rica-Altamira con 44.6 por cien-
to. En cuanto a la reserva de gas natural en la misma
Cuadro 5.10 Composición de las reservas por activo de la Región Norte.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 498.4 419.1 16.9 1,338.3 2,414.6 Aceite Terciario del Golfo 345.8 278.9 12.2 945.0 0.0 Burgos 0.0 0.0 4.7 29.5 1,826.0 Poza Rica-Altamira 144.5 114.2 0.0 339.3 46.1 Veracruz 8.2 26.1 0.0 24.5 542.6
2P 1,720.7 2,452.4 391.4 11,658.9 3,445.8 Aceite Terciario del Golfo 1,516.1 2,203.3 384.8 11,112.3 0.0 Burgos 0.0 0.0 6.7 34.8 2,704.1 Poza Rica-Altamira 193.4 184.1 0.0 463.5 114.1 Veracruz 11.2 65.1 0.0 48.3 627.6
3P 3,671.0 6,790.9 1,291.9 29,102.9 4,645.5 Aceite Terciario del Golfo 3,009.1 6,424.0 1,281.4 27,636.4 0.0 Burgos 0.0 0.0 8.4 38.8 3,754.2 Poza Rica-Altamira 647.4 270.2 2.1 1,337.9 171.5 Veracruz 14.6 96.7 0.0 89.7 719.9
Las reservas de hidrocarburos de México
81
categoría, el Activo Integral Burgos concentra 54.9
por ciento del volumen regional, seguido del Activo
de Producción Veracruz con 20.7 por ciento.
En lo que respecta a las reservas probadas no desa-
rrolladas de crudo y gas natural de la Región Norte,
sus volúmenes representan 18.1 y 22.9 por ciento de
los totales nacionales, respectivamente. Además, el
Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo posee
el porcentaje más elevado de las reservas de crudo de
la región en esta categoría con 79.7 por ciento. De la
misma forma, el citado activo concentra el porcentaje
más alto de las reservas probadas no desarrolladas
de gas natural de la región, con 45.5 por ciento, ubi-
cándose a continuación el Activo Integral Burgos con
un porcentaje igual a 41.0 por ciento.
Por otro lado, la reserva probable de crudo de la Re-
gión Norte significa a nivel nacional 42.9 por ciento,
mientras que su reserva de gas natural en esta ca-
tegoría, significa 63.7 del volumen nacional. A nivel
regional, el Activo de Producción Aceite Terciario del
Golfo ocupa la primera posición tanto para la reserva
probable de aceite como para la de gas natural, con
95.5 y 89.6 por ciento, respectivamente.
De manera similar al caso anterior, las reservas
posibles de aceite y gas natural de la Región Norte
también resultan de gran relevancia a nivel nacional
al ocupar 58.5 y 65.8 por ciento de los totales del país,
respectivamente. En el plano regional, el Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo concentra los
mayores volúmenes de reservas de crudo y gas natu-
ral, con 91.9 y 88.6 por ciento, respectivamente.
Al 1 de enero de 2013, la adición de las reservas
probada, probable y posible de la región, es decir,
su reserva 3P, resulta, de acuerdo al tipo de fluido,
de 11,753.9 millones de barriles de aceite y 33,748.4
miles de millones de pies cúbicos de gas natural;
estos volúmenes permiten que la Región Norte ocu-
pe la primera posición del país en esta categoría de
reserva. En particular, el Activo de Producción Aceite
Terciario del Golfo posee los porcentajes más altos
de reservas 3P de crudo y gas de la región, los cuales
suman 10,714.6 millones de barriles y 27,636.4 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural. Asimismo,
estos volúmenes a nivel nacional representan 34.8 por
ciento de la reserva 3P de aceite y 43.7 por ciento del
volumen para el gas natural.
Aceite crudo y gas natural
Al 1 de enero del 2013 y en comparación al año ante-
rior, la reserva probada de aceite de la Región Norte
presenta variación positiva de 174.5 millones de barri-
les. Dicho incremento resulta del efecto combinado de
la producción anual, la cual equivale a 53.1 millones
de barriles de crudo y a las actividades de desarrollo
realizadas en los campos Furbero, Humapa, Presiden-
te Alemán y Remolino pertenecientes al Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo, al igual que en
los campos Poza Rica y Ébano Chapacao del Activo
de Producción Poza Rica-Altamira. Asimismo, los de-
crementos más relevantes también por desarrollo que
contribuyeron a la variación en cuestión ocurrieron
en los campos Agua Fría y Coapechaca del Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo.
La reserva probada de gas natural, al 1 de enero de
2013, presenta también una variación neta positiva
de 677.5 miles de millones de pies cúbicos, la que se
atribuye esencialmente a las actividades de desarrollo
de campos y en menor medida a las revisiones reali-
zadas al comportamiento de los yacimientos. De esta
forma, el incremento por el primer concepto asciende
a 503.4 miles de millones de pies cúbicos, ubicado
principalmente en los campos Corralillo, Furbero y
Humapa del Activo de Producción Aceite Terciario del
Golfo, así como en los campos Cuervito, Cuitláhuac
y Chapul del Activo Integral Burgos, mientras tanto
el segundo rubro alcanza 94.3 miles de millones de
pies cúbicos y en su mayor parte se localiza en los
campos Arcabuz, Fundador y Velero del Activo Inte-
gral Burgos, así como en el campo Lankahuasa del
Activo de Producción Poza Rica-Altamira.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
82
Por otra parte, al 1 de enero de 2013 la reserva proba-
ble de aceite de la Región Norte es de 3,630.0 millones
de barriles, mientras que un volumen de 11,351.8
miles de millones de pies cúbicos corresponde a la de
gas natural. En esta categoría se registran reducciones
en aceite y gas natural por 49.2 millones de barriles y
177.9 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-
mente. La causa de la primera variación se atribuye a
las actividades de desarrollo en los campos Humapa
y Remolino del Activo de Producción Aceite Terciario
del Golfo, y en el segundo concepto se deben a las
revisiones al comportamiento de los yacimientos de
los campos Sábana Grande y Sitio, pertenecientes al
mismo activo. Respecto a la reducción neta en gas
natural, ésta se asocia al a los resultados por desa-
rrollo de los campos Humapa y Remolino del Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo, así como
a las revisiones al comportamiento efectuadas en el
campo Sitio del mismo activo y Mejillón perteneciente
al Activo de Producción Poza Rica-Altamira.
Las reservas posibles de aceite y gas natural de la
región al 1 de enero de 2013 ascienden a 7,189.4
millones de barriles y 18,643.7 miles de millones de
pies cúbicos, respectivamente. En comparación al
año anterior, los volúmenes anteriores involucran
incrementos por 182.7 millones de barriles de crudo
y 73.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natu-
ral. Estas variaciones se relacionan principalmente al
descubrimiento de los campos Trión y Supremus en
aguas profundas del Golfo de México pertenecientes
al Activo de Producción Poza Rica-Altamira, así como
al campo Bedel perteneciente al Activo de Producción
Veracruz. La distribución de las reservas remanentes
de gas por activo se muestra en el cuadro 5.11.
Petróleo crudo equivalente
Al 1 de enero de 2013 y en términos de petróleo crudo
equivalente, el volumen de reserva probada de la re-
gión es de 1,688.5 millones de barriles, lo que a nivel
nacional representa 12.2 por ciento. La figura 5.18
ilustra el detalle en cuanto a la distribución por activo
del volumen anterior. Comparado con el año anterior,
esta reserva registra un incremento neto de 318.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
Cuadro 5.11 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 de enero de 2013.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 3,752.9 3,513.4 3,309.7 Aceite Terciario del Golfo 945.0 860.4 738.6 Burgos 1,855.4 1,785.6 1,733.2 Poza Rica-Altamira 385.4 305.7 277.4 Veracruz 567.0 561.7 560.4
Probable 11,351.8 10,677.3 9,285.9 Aceite Terciario del Golfo 10,167.3 9,570.4 8,215.7 Burgos 883.5 849.3 824.0 Poza Rica-Altamira 192.2 149.0 138.1 Veracruz 108.9 108.6 108.1
Posible 18,643.7 17,514.8 15,208.6 Aceite Terciario del Golfo 16,524.1 15,494.5 13,301.3 Burgos 1,054.1 1,013.9 988.6 Poza Rica-Altamira 931.8 874.1 788.3 Veracruz 133.8 132.3 130.4
Las reservas de hidrocarburos de México
83
debido principalmente a las actividades de desarrollo
de campos realizadas en la Región Norte durante el
año 2012 y al descubrimiento del campo Bedel en
el Activo de Producción Veracruz, tradicionalmente
productor de gas.
Respecto a la reserva probable expresada en petró-
leo crudo equivalente, al 1 de enero de 2013 dicho
volumen asciende a 6,092.6 millones de barriles,
que a nivel nacional implica 49.5 por ciento del total
respectivo. Con referencia al año anterior, existe una
reducción en la reserva de 76.7 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente, la cual obedece
fundamentalmente a las actividades de desarrollo
y revisiones realizadas en el Activo de Producción
Aceite Terciario del Golfo. La figura 5.19
muestra la distribución por activo de la
reserva en cuestión.
Por lo que toca a la reserva posible de
petróleo crudo equivalente de la Región
Norte, su volumen al 1 de enero de
2013 equivale a 11,232.6 millones de
barriles, que significa 61.2 por ciento del
volumen nacional. La figura 5.20 ilustra
el detalle de los volúmenes de reserva
posible para los activos que conforman
la región. En comparación al 1 de enero
del año anterior, se presenta una varia-
ción positiva por 288.1 millones de barriles, debida
primordialmente al descubrimiento en aguas profun-
das de los campos Trión y Supremus y a la revisión
al comportamiento presión-producción realizada en
el campo Miahuapán perteneciente al Activo de Pro-
ducción Aceite Terciario del Golfo.
La adición de las reservas probada, probable y
posible, es decir, la reserva 3P de la Región Norte
al 1 de enero de 2013 alcanza 19,013.7 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. El volumen
anterior implica 42.7 por ciento de la reserva del país
en esta categoría. A nivel regional, el porcentaje más
elevado de la reserva, esto es, 88.1 por ciento se
localiza en el Activo de Producción Aceite Terciario
del Golfo. Además, en comparación
al año anterior, la reserva 3P presenta
un incremento de 529.7 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente,
variación que en esencia se debe a las
adiciones exploratorias concretadas a
lo largo del año 2012, complementadas
con las actividades de desarrollo de
campos y revisión al comportamiento
de los yacimientos realizadas en el
Activo de Producción Aceite Terciario
del Golfo. La figura 5.21 presenta los
elementos de cambio para la reserva
3P de la Región Norte.
382.2
mmbpce
326.4142.7 1,688.5
Veracruz TotalBurgos Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
837.3
Figura 5.18 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Norte.
182.35,696.6
150.6 63.0 6,092.6
Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 5.19 Reservas probables al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Norte.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
84
Relación reserva-producción
Este concepto, resultado de dividir la reserva para una
categoría en particular entre la producción anual, para
el caso de la reserva 1P de la Región Norte en términos
de crudo equivalente y la producción del año 2012
también en los mismos términos, la relación resulta de
8.2 años. Además, cuando se considera la suma de las
reservas probadas y probables de crudo equivalente,
esto es, la reserva 2P de la región, el cociente resulta
de 38.0 años, en tanto que al involucrar la reserva total
de crudo equivalente o 3P, la cual resulta de adicionar
las reservas probada, probable y posible, la relación
alcanza 92.7 años. Es pertinente mencionar que las
diferencias entre los valores anteriores se deben
al hecho que cuando se involucran las reservas 2P
y 3P de la región, consecuentemente
se incluyen las asociadas al Activo de
Producción Aceite Terciario de Golfo,
las cuales a nivel nacional continúan
ocupando el primer lugar.
Al considerar la reserva probada de
aceite en el cálculo de la relación re-
serva-producción, ésta resulta de 17.6
años. De manera similar, al involucrar
la reserva 2P de crudo, el cociente es
de 86.0 años. Asimismo, la relación as-
ciende a 221.4 años cuando se considera
la reserva 3P de aceite. Como se indicó
al principio de la sección, los cálculos involucran la
producción regional para el año en cuestión, en este
caso la correspondiente a crudo, la cual para el año
2012 fue de 53.1 millones de barriles. De esta forma,
cuando se considera la producción anual de gas
natural del 2012, es decir, 782.9 miles de millones de
pies cúbicos y la reserva probada correspondiente,
la relación es de 4.8 años, en tanto que cuando se
considera la reserva 2P el cociente es de 19.3 años,
y de 43.1 años para la reserva 3P de gas natural.
Reservas por tipo de fluido
El cuadro 5.12 presenta la evolución histórica de las
reservas en base al tipo de fluido para la Región Nor-
te. De esta forma, se puede determinar que 55.3 por
738.2
10,219.6
213.6 61.2 11,232.6
Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 5.20 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, dis tribuidas por activo en la Región Norte.
1,892.5 Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
17.8 21.425.122.92,155.4
5,016.7 5,346.0
1,854.9
5,087.6
1,883.4
5,153.0
11,499.1 11,753.911,915.912,083.1
752.4 0.7 -223.4 -205.018,689.0 19,013.718,883.619,142.4
Desarrollos2012 201320112010
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
Figura 5.21 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Norte.
Las reservas de hidrocarburos de México
85
ciento de su reserva probada corresponde a crudo,
37.7 por ciento a gas seco equivalente a líquido, 6.4
por ciento son líquidos de planta y el porcentaje más
pequeño corresponde a condensado. Asimismo, la
reserva probable de la región está compuesta en 59.6
por ciento por aceite, 29.3 por ciento del volumen co-
rresponde a gas seco equivalente a líquido, 11.0 por
ciento se refiere a líquidos de planta y el porcentaje
restante para el total es condensado. Por último, la
reserva posible de la región se conforma en términos
porcentuales por 64.0 por ciento de aceite, 26.0 por
ciento de gas seco equivalente a líquido, 9.9 por ciento
son líquidos de planta y un porcentaje mínimo para
conformar el total corresponde al condensado.
5.4 Región Sur
De acuerdo al Diario Oficial de fecha 28 de marzo de
2013, el territorio de la región se encuentra situado
en la circunscripción territorial de los Estados de
Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, Chiapas
y Oaxaca, y en forma parcial, en los municipios de
Coatzacoalcos, Pajapan, Chinameca, Acayucan, So-
conusco, San Juan Evangelista y Playa Vicente, del
Estado de Veracruz; San Juan Bautista Tuxtepec, San
José Chiltepec, Santa María Jacatepec, Chiquihuitlán
de Benito Juárez, San Pedro Teutila, Cuyamecalco
Villa de Zaragoza, San Andrés Teotilalpam, Santa
Ana Cuauhtémoc, San Lucas Ojitlán, Loma Bonita,
Santa María Tecomavaca, Concepción Buenavis-
ta, Tepelmeme Villa de Morelos, Santa Catarina
Zapoquila, Santiago Miltepec, Heroica Ciudad de
Huajuapan de León, San Juan Bautista Suchitepec,
Mazatlán Villa de Flores, Matías Romero Avendaño,
San Juan Mazatlán, San Juan Lalana, San Juan
Cotzocon y Santiago Yaveo, del Estado de Oaxaca;
Piaxtla, Chila, Acatlán, Petlalcingo, San Miguel Ixit-
lán, Guadalupe, San Pedro Yeloixtlahuaca, Tulcingo,
Albino Zertuche, Ixcamilpa de Guerrero, Tecomatlán,
del Estado de Puebla; Lázaro Cárdenas, del Estado
de Michoacán de Ocampo; Olinala, Huitzuco de
los Figueroa, Iguala de la Independencia, Copalillo,
Eduardo Neri, Tepecoacuilco de Trujano, Cuetzala del
Progreso, Apaxtla, San Miguel Totolapan, Ajuchitlán
del Progreso, Coyuca de Catalán, Coahuayutla de
Jose María Izazaga, José Azueta La Unión de Isidoro
Montes de Oca, Cocula y Gral. Heliodoro Castillo, del
Estado de Guerrero; así como en el mar territorial y
zona económica exclusiva.
Cuadro 5.12 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2011 Total 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6 Probada 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8 Probable 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2 Posible 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6
2012 Total 11,499.1 17.8 2,155.4 5,016.7 18,689.0 Probada 813.1 9.7 106.3 646.1 1,575.2 Probable 3,679.3 3.9 784.2 1,701.8 6,169.3 Posible 7,006.7 4.2 1,264.9 2,668.7 10,944.5
2013 Total 11,753.9 21.4 1,892.5 5,346.0 19,013.7 Probada 934.5 10.3 107.4 636.4 1,688.5 Probable 3,630.0 5.5 671.6 1,785.4 6,092.6 Posible 7,189.4 5.5 1,113.5 2,924.2 11,232.6
Distribución de las reservas de hidrocarburos
86
Lo anterior, conforme a los límites siguientes: Colinda
al Norte con la Región Norte en el paralelo 18 grados,
con la Región Marina Suroeste y la Región Marina
Noreste, al Oriente con la Región Marina Suroeste
y la Región Marina Noreste, al Sureste con Belice y
Guatemala; al Sur y Poniente con el Océano Pacifico.
Su superficie se constituye en 921,489 kilómetros cua-
drados conforme a la figura 5.22. Administrativamente
está conformada por cuatro activos de producción:
Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana-Muspac
y Samaria-Luna. Al cierre del año 2012, la región ad-
ministra 120 campos con reservas, siendo el Activo
de Producción Macuspana-Muspac el de mayor nú-
mero de campos con 53 y Samaria-Luna el de menor
número con 14.
La producción de hidrocarburos de la región durante
el año 2012 fue de 186.0 millones de barriles de acei-
te y 604.8 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural, contribuyendo con 19.9 y 25.9 por ciento a
la producción total del país, respectivamente. En lo
que se refiere a la producción en términos de petróleo
crudo equivalente, el año pasado la Región Sur aportó
323.0 millones de barriles, que corresponden a 23.9
por ciento del total nacional, con lo que se ubica una
vez más en la segunda posición, solamente por debajo
de la Región Marina Noreste.
5.4.1. Evolución de los volúmenes originales
El volumen original de aceite probado de la región
al 1 de enero de 2013, es de 35,419.8 millones de
barriles, cuadro 5.13, que representa 22.1 por ciento
del volumen original probado del país. Respecto a los
volúmenes originales de aceite en las categorías de
probable y posible, se tienen 2,751.2 y 2,196.9 millo-
nes de barriles, respectivamente, los cuales aportan
5.3 y 4.3 por ciento del total nacional. A nivel regional,
en lo que se refiere al volumen original probado de
aceite, el Activo de Producción Bellota-Jujo es el que
contribuye con el mayor porcentaje, es decir, 32.5
Figura 5.22 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero, Oaxaca, Ve-racruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes
Región Sur
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Las reservas de hidrocarburos de México
87
por ciento. El principal aporte del volumen original
de aceite probable lo realiza nuevamente el Activo
de Producción Bellota-Jujo, con 64.2 por ciento del
total regional; mientras que el Activo de Producción
Samaria-Luna contribuye con el mayor volumen
original de aceite posible, ya que 71.0 por ciento del
total de la región se localiza en este activo.
La Región Sur aporta 35.7 por ciento del total del vo-
lumen original probado de gas natural del país, ya que
registra un volumen de 69,648.2 miles de millones
de pies cúbicos. En lo referente a los volúmenes ori-
ginales de gas natural en las categorías de probable
y posible, éstos ascienden a 3,650.8 y 4,463.2 miles
de millones de pies cúbicos, que equivalen a 9.1 y
10.1 por ciento a nivel nacional en estas categorías.
Regionalmente, el Activo de Producción Macuspana-
Muspac es el que posee el mayor aporte de volumen
original probado de gas natural con 28,192.8 miles
de millones de pies cúbicos, equivalentes a 40.5 por
ciento del total. El Activo de Producción Bellota-Jujo
con un total de 2,126.7 miles de millones de pies
cúbicos es el principal contribuyente del volumen
original probable de gas de la región con 58.3 por
ciento. Para el caso del volumen original de gas en la
categoría posible, el Activo de Producción Samaria-
Luna concentra a nivel regional 59.4 por
ciento del total, es decir, 2,652.7 miles de
millones de pies cúbicos.
Aceite crudo y gas natural
El volumen original total o 3P de aceite crudo
en la región, presenta al 1 de enero de 2013
un incremento de 2.8 por ciento en compara-
ción al año anterior, ubicándose en 40,367.9
millones de barriles. Esta variación positiva
se debe principalmente al incremento en la
categoría posible.
Con respecto al volumen original total o
3P de gas natural, éste se sitúa en 77,762.3
miles de millones de pies cúbicos que repre-
sentan un incremento de 4.7 por ciento con respecto
al año anterior, mismo que ocurre, como en el caso
del aceite, en la categoría posible.
El volumen original de aceite probado al 1 de enero
de 2013 es de 35,419.8 millones de barriles, es decir,
1.1 por ciento mayor con respecto al año anterior.
Este incremento se origina principalmente en los
campos Madrefil, San Ramón, Terra, Edén-Jolote y
Sunuapa, los cuales aumentaron sus volúmenes en
72.7, 63.9, 63.3, 60.0 y 45.0 millones de barriles de
aceite, respectivamente. En el campo Madrefil se
ajusta el volumen debido a la revisión y actualiza-
ción del modelo del yacimiento Jurásico Superior
Kimmeridgiano, con la adición del bloque del pozo
Madrefil-41. Para el caso de los campos San Ramón y
Terra se actualizan los modelos estáticos de acuerdo
a los resultados satisfactorios en la perforación de
pozos realizadas durante el año 2012. Finalmente en
los campos Edén-Jolote y Sunuapa el incremento
se debe a la incorporación de bloques nuevos como
resultado de actividad exploratoria.
Al 1 de enero de 2013 el volumen original probado
de gas natural es de 69,648.2 miles de millones de
pies cúbicos, que significa un incremento de 1.5 por
Cuadro 5.13 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Sur.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2011 Total 39,108.4 73,737.4 Probado 34,962.3 68,031.6 Probable 2,786.6 3,962.5 Posible 1,359.5 1,743.2
2012 Total 39,255.7 74,271.0 Probado 35,039.0 68,604.0 Probable 2,740.1 3,616.4 Posible 1,476.6 2,050.7
2013 Total 40,367.9 77,762.3 Probado 35,419.8 69,648.2 Probable 2,751.2 3,650.8 Posible 2,196.9 4,463.2
Distribución de las reservas de hidrocarburos
88
ciento en relación al año pasado. La mayor variación
positiva se presenta en los campos Terra, Sunuapa,
Madrefil y Ribereño, con 174.9, 174.4, 163.2 y 114.0
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente,
originados como se comentó en el párrafo anterior
por la actualización de los modelos geológicos en
base a los pozos perforados durante el año anterior
y solo para el campo Sunuapa se debe a la incorpo-
ración exploratoria de un bloque a nivel Cretácico
Superior.
En lo que respecta al volumen original de aceite pro-
bable, la región tuvo un ligero incremento de 0.4 por
ciento con respecto al año anterior, situándose al 1
de enero de 2013 en 2,751.2 millones de barriles. En
este caso destaca el incremento logrado en los activos
de producción Macuspana-Muspac y Bellota-Jujo,
en el primero debido principalmente a la incorpora-
ción realizada por el descubrimiento de un bloque
en el campo Sunuapa que aportó 71.1 millones de
barriles de aceite y para el segundo caso se tuvo un
incremento de 69.5 millones de barriles de aceite por
la adición de un bloque con la perforación del pozo
Madrefil-41.
El volumen original probable de gas natural se situó
al 1 de enero de 2013 en 3,650.8 miles de millones
de pies cúbicos, lo que representa un aumento de
1.0 por ciento con respecto a 2012. Este incremento,
como en el caso del aceite, se debe principalmente
a la adición de un bloque en el campo Madrefil y
a la incorporación exploratoria, originadas por el
descubrimiento del campo Navegante, estimadas
en 162.9 y 106.7 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente.
En relación al volumen original de aceite en la cate-
goría de posible, éste tuvo un incremento significa-
tivo ubicándose en 2,196.9 de millones de barriles,
es decir, 48.8 por ciento mayor que el año pasado.
Esto se debe básicamente a la incorporación de un
campo nuevo con la perforación y terminación del
pozo exploratorio Navegante-1, el cual incorporó un
volumen de 693.8 millones de barriles de aceite y a
la incorporación de un yacimiento descubierto con
la perforación y terminación del pozo exploratorio
Teotleco-101 y que incorporó 121.3 millones de ba-
rriles de aceite.
Al primero de enero de 2013, el volumen original
posible de gas natural en la región corresponde a
4,463.2 miles de millones de pies cúbicos, lo que
significa un incremento sustancial de 117.6 por ciento,
es decir más del doble, con respecto al año anterior.
Este crecimiento se origina principalmente, al igual
que para el aceite por la incorporación exploratoria
del campo Navegante y de un bloque adyacente en el
campo Teotleco con 1,939.9 y 806.8 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural, respectivamente.
5.4.2 Evolución de las reservas
Las actividades exploratorias, desarrollo de campos
y mantenimiento de pozos, han permitido sostener
los niveles de las reservas en sus distintas categorías
en la Región Sur. Al 1 de enero de 2013, la reserva
3P asciende a 3,486.1 millones de barriles de aceite
y 9,042.9 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural, que significan 11.3 y 14.3 por ciento, respec-
tivamente, con respecto a las reservas totales del
país. Las variaciones en las reservas de aceite y gas
natural durante los últimos tres años en la Región Sur
se ilustran en las figuras 5.23 y 5.24.
En cuanto a las reservas 2P o probadas más proba-
bles de la región, al 1 de enero de 2013 éstas ascien-
den a 2,897.8 millones de barriles de aceite y 7,595.9
miles de millones de pies cúbicos de gas natural,
equivalentes al 15.6 y 21.8 por ciento, respectiva-
mente, comparadas con las cifras correspondientes
a nivel nacional. En el cuadro 5.14 se muestra, a
nivel activo, la distribución de las reservas 1P, 2P
y 3P clasificadas como de aceite pesado, ligero y
superligero; y para el gas, en términos de asociado
y no asociado.
Las reservas de hidrocarburos de México
89
Las reservas probadas de aceite o 1P de la región al-
canzaron 2,290.0 millones de barriles de aceite, cifra
superior en 1.5 por ciento a la reportada el año anterior,
considerando la producción de 186.0 millones de ba-
rriles de aceite. En cuanto a las reservas probadas de
gas natural, éstas ascienden a 6,329.8 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural, presentando un incre-
mento de 7.7 por ciento, al igual que para el aceite se
considera la producción durante 2012 de 604.8 miles
de millones de pies cúbicos. Las reservas probadas,
comparadas con los totales del país, representan 22.7
y 37.1 por ciento para aceite y gas, respectivamente.
En cuanto a la subdivisión de reservas probadas, las
desarrolladas de aceite y de gas natural alcanzaron
1,392.9 millones de barriles y 4,205.5 miles de millo-
nes de pies cúbicos, respectivamente. Las reservas
probadas no desarrolladas por su parte, alcanzaron
897.1 millones de barriles de aceite y 2,124.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural.
De acuerdo al tipo de fluido, las reservas probadas
de aceite ligero predominan en la región con 1,519.4
millones de barriles, los cuales equivalen a 66.3 por
ciento. Les siguen las reservas de aceite superligero
y finalmente las de aceite pesado con 662.4 y 108.2
millones de barriles, respectivamente, equivalentes a
28.9 y 4.7 por ciento. Los principales campos de aceite
ligero son Jujo-Tecominoacán, Samaria e Íride.
En lo que se refiere a la reserva probada de gas na-
tural de la región, el volumen principal lo constituye
el gas asociado con 5,200.2 miles de millones de
pies cúbicos, que corresponden a 82.2 por ciento
del total regional, mientras que al gas no asociado le
corresponde el restante 17.8 por ciento, con 1,129.6
miles de millones de pies cúbicos. Los campos de
gas asociado que contribuyen más a la reserva son
Jujo-Tecominoacán, Íride, Samaria, Cunduacán y
Oxiacaque, mientras que la principal aportación a la
reserva de gas no asociado proviene de los campos
Costero, Narváez, Laguna Alegre, Acachú, José Co-
lomo, Cobo y Usumacinta.
La contribución de la reserva probable de aceite de
la región es de 607.8 millones de barriles, equivalen-
tes al 7.2 por ciento del total en el país, en tanto que
para el gas natural es de 1,266.0 miles de millones
de pies cúbicos, lo que representa 7.1 por ciento del
total nacional. Los mayores volúmenes de reservas
probables se localizan en los activos de producción
Bellota-Jujo y Samaria-Luna, particularmente en los
campos Bricol, Madrefil y en Samaria y Cunduacán.
Las reservas posibles de la región contribuyen con
588.3 millones de barriles de aceite, equivalentes al
4.8 por ciento del total del país, mientras que para
el gas la reserva posible asciende a 1,447.0 miles de
Figura 5.24 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Sur en los últimos tres años.
Figura 5.23 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Sur en los últimos tres años.
Probada
Probable
Posible
mmb
2011 2012 2013
2,564.6 2,417.2 2,290.0
787.6666.7
607.8
406.9407.9 588.3
3,759.13,491.8 3,486.1
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2011 2012 2013
6,228.6 6,437.2 6,329.8
1,653.6 1,374.6 1,266.0
755.6 817.1 1,447.08,637.8 8,628.9
9,042.9
Distribución de las reservas de hidrocarburos
90
millones de pies cúbicos, esto es, 5.1 por ciento del
total nacional. El 82.4 por ciento de las reservas posi-
bles de aceite se localizan en 10 campos: Navegante,
Magallanes-Tucán-Pajonal, Teotleco, Íride, Carrizo,
Bricol, Pareto, Samaria, Terra y Paredón.
Aceite crudo y gas natural
Con respecto al año anterior, las reservas probadas
de aceite de la región al 1 de enero de 2013 presentan
un incremento de 2.4 por ciento, aun considerando la
producción de 2012, situándose en 2,290.0 millones
de barriles. Este incremento se localiza principalmente
en los campos Tizón, Edén-Jolote, Teotleco, Pareto y
Puerto Ceiba, que en conjunto tuvieron un incremento
de 71.6 millones de barriles de aceite. En el caso de
los campos Tizón y Pareto, el incremento se debe al
resultado exitoso de los pozos Tizón-216 y Pareto-11.
Para el caso de Edén-Jolote y Teotleco es por la
incorporación exploratoria de los pozos Jolote-101
y Teotleco-101, respectivamente. Finalmente, en el
campo Puerto Ceiba se debe a la perforación de los
pozos intermedios Puerto Ceiba-106, 108 y 112.
Las reservas probadas actuales de gas natural de
la Región Sur, en comparación con el año anterior,
presentan un incremento de 497.4 miles de millones
de pies cúbicos, alcanzando al 1 de enero de 2013 un
valor de 6,329.8 miles de millones de pies cúbicos.
El incremento se explica principalmente por la pro-
ducción de 604.8 miles de millones de pies cúbicos
y a la variación positiva en los campos Tizón, Íride,
Cunduacán, Ribereño y Teotleco con 106.6, 103.4,
97.1, 71.7 y 69.9 miles de millones de pies cúbicos
de gas, respectivamente. Nuevamente en el campo
Íride el aumento se debe a la perforación de pozos y al
comportamiento presión-producción, y en el caso de
Cunduacán se debe al incremento en la producción de
gas y consecuentemente en la relación gas-aceite del
campo, para Ribereño se debe a la reclasificación de
reservas probables a probadas con base en el resul-
tado de la terminación exitosa del pozo Ribereño-11
y Finalmente en Teotleco se debe a la incorporación
exploratoria del pozo Teotleco-101.
Las reservas probables de aceite de la región al 1 de
enero de 2013 alcanzaron 607.8 millones de barriles,
Cuadro 5.14 Composición de las reservas por activo de la Región Sur.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 108.2 1,519.4 662.4 5,200.2 1,129.6 Bellota-Jujo 25.0 621.8 229.8 1,676.6 46.9 Cinco Presidentes 18.9 184.8 4.3 272.0 10.3 Macuspana-Muspac 2.3 37.9 102.0 406.4 1,021.4 Samaria-Luna 62.0 674.9 326.3 2,845.1 51.0
2P 169.7 1,775.5 952.6 6,148.0 1,447.9 Bellota-Jujo 28.1 751.6 410.5 2,093.4 70.5 Cinco Presidentes 20.4 232.6 6.5 336.4 10.3 Macuspana-Muspac 3.1 66.5 134.9 506.6 1,257.3 Samaria-Luna 118.2 724.9 400.7 3,211.5 109.7
3P 293.4 1,879.9 1,312.8 7,088.1 1,954.8 Bellota-Jujo 30.3 761.3 507.1 2,265.5 79.4 Cinco Presidentes 20.4 302.5 10.5 415.2 53.2 Macuspana-Muspac 3.1 91.1 196.5 632.3 1,712.5 Samaria-Luna 239.7 724.9 598.7 3,775.1 109.7
Las reservas de hidrocarburos de México
91
lo que significa un decremento de 58.9 millones de
barriles en comparación con el año anterior. Esta dis-
minución de reservas se originó principalmente por el
comportamiento presión-producción en los campos
Oxiacaque, Cunduacán, Íride, Tepeyil y Terra con 22.5,
20.8, 10.3, 10.2 y 10.0 millones de barriles aceite. Esta
variación negativa de reservas se contrarrestó con los
incrementos presentados en los campos Sunuapa, Na-
vegante, Ogarrio, Cinco Presidentes y Edén-Jolote por
17.0, 12.0, 6.4, 6.3 y 5.9 millones de barriles de aceite,
respectivamente. Para el caso de los campos Sunuapa,
Navegante y Edén-Jolote se debe a la incorporación
exploratoria, resultado de la perforación y terminación
exitosa de los pozos exploratorios Sunuapa-401, Na-
vegante-1 y Jolote-101, en el caso del campo Ogarrio
se debe a que se dan de alta localizaciones en los
bloques B y C de acuerdo al estudio de caracterización
estática realizado durante 2012 y por último en Cinco
Presidentes se dan de alta bloques adyacentes debido
a la perforación del pozo Cinco Presidentes-963.
En términos de reservas probables de gas natural a
nivel regional, se presenta un decremento de 108.6
miles de millones de pies cúbicos de gas natural con
respecto a las reservas probables reportadas el año
anterior, así para el 1 de enero de 2013 se alcanzó un
valor de 1,266.0 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural. Esta variación negativa de reservas se
localiza principalmente en los campos Ribereño, Terra
y Chintul con 111.4 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, para el caso de los campos Ribereño y
Chintul se debe a la actualización de sus respectivos
modelos estáticos y en Terra es por el incremento en
el flujo fraccional de agua del pozo Terra-3. El principal
incremento se tuvo en los campos Navegante y Su-
nuapa con 53.7 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, resultado de la incorporación exploratoria
como se indicó en el párrafo anterior.
Con respecto al año 2012, las reservas posibles de
aceite de la Región Sur al 1 de enero de 2013, pre-
sentan un incremento de 180.4 millones de barriles
de aceite, con lo que se alcanzó un valor de 588.3
millones de barriles. Este incremento se localiza
principalmente en los campos Navegante, Teotleco
y Edén-Jolote, con 166.8, 36.9 y 7.1 millones de
Cuadro 5.15 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enero de 2013.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 6,329.8 6,154.9 4,696.1 Bellota-Jujo 1,723.5 1,674.3 1,266.2 Cinco Presidentes 282.4 223.7 186.0 Macuspana-Muspac 1,427.8 1,399.3 1,084.3 Samaria-Luna 2,896.1 2,857.6 2,159.6
Probable 1,266.0 1,223.1 951.4 Bellota-Jujo 440.4 427.0 322.9 Cinco Presidentes 64.4 51.5 42.7 Macuspana-Muspac 336.0 327.5 270.5 Samaria-Luna 425.2 417.1 315.2
Posible 1,447.0 1,383.0 1,068.1 Bellota-Jujo 180.9 175.0 134.1 Cinco Presidentes 121.6 74.4 61.8 Macuspana-Muspac 580.9 572.3 448.0 Samaria-Luna 563.6 561.2 424.2
Distribución de las reservas de hidrocarburos
92
barriles, respectivamente. La actividad exploratoria
en estos campos dio la pauta para el incremento en
esta categoría de reservas. En cuanto a las reservas
posibles de gas natural, éstas presentan un aumento
con respecto al año anterior por 629.9 miles de mi-
llones de pies cúbicos, con lo que alcanzó un valor
de reservas remanentes al 1 de enero de 2013 de
1,447.0 miles de millones de pies cúbicos. El principal
incremento al igual que para las reservas posibles de
aceite se tiene en los campos Navegante y Teotleco
con 467.0 y 279.9 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. La distribución de las reservas de
gas natural, gas entregado en planta y gas seco en las
categorías de reservas probadas, probables y posibles
se muestra en el cuadro 5.15.
Petróleo crudo equivalente
La reserva 3P o probada más probable más posible al
1 de enero de 2013, es de 5,688.1 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, cifra que representa
12.8 por ciento del total nacional. Las cifras actuales
de reservas 3P comparadas con la del año anterior,
presentan una variación positiva de 8.0 por ciento
considerando la producción obtenida durante 2012,
lo que significa que todas las actividades realizadas
durante ese año, tales como las exploratorias, desa-
rrollo de campos y mantenimiento de pozos, fue lo
que permitió sostener e incrementar los niveles de
reservas totales o 3P. Estos valores y los de tres años
anteriores, se muestran en la figura 5.25.
Líquidos de planta
Condensado
Gas secoequivalente
Aceite
Desarrollos
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
3,739.1 3,491.8 3,486.13,759.1
2010 2012 20132011
792.5763.5
1,246.4
727.8
1,202.4 1,291.2
708.5
1,158.3
515.5 -110.3 38.1 -323.05,824.3
5,567.7 5,688.15,724.9
145.7 118.399.175.1
Figura 5.25 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Sur.
mmbpce
1,798.0
Bellota-Jujo
Samaria-Luna
1,308.7
Macuspana-Muspac
3,850.6
Total
267.2476.7
CincoPresidentes
Figura 5.26 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Sur.
Las reservas de hidrocarburos de México
93
La reserva probada al 1 de enero de 2013 de la región
es de 3,850.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, cantidad que representa 27.8 por ciento
del total en el país, figura 5.26. En comparación con
el año anterior, la reserva presenta un incremento de
193.3 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, siendo principalmente los campos Tizón,
Teotleco, Edén-Jolote, Ribereño, Cunduacán, Íride,
Giraldas y Pareto, los que generan dicha variación,
al adicionar conjuntamente 191.3 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente.
En referencia a la reserva probable de petróleo
crudo equivalente al 1 de enero de 2013, la región
registró 916.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, que representan 7.4 por ciento
del total de las reservas probables del país, figura
5.27. Las reservas actuales en comparación con
las del año pasado, presentan un decremento de
86.7 millones de barriles, originado principalmente
en los campos Oxiacaque, Cunduacán, Ribereño
y Terra con 86.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente.
Al 1 de enero de 2013, la reserva posible es 920.8
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
que representa 5.0 por ciento del total del país, figura
5.28. En relación con el año anterior, la reserva posible
de la región presenta un incremento considerable de
336.7 millones de barriles de petróleo crudo equi-
Figura 5.27 Reservas probables al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Sur.
423.5
65.2136.6
291.4
916.7
CincoPresidentes
Macuspana-Muspac
Total
mmbpce
Bellota-Jujo
Samaria-Luna
Figura 5.28 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Sur.
453.7
220.7
152.793.7 920.8
Total
mmbpce
CincoPresidentes
Macuspana-Muspac
Samaria-Luna
Bellota-Jujo
Distribución de las reservas de hidrocarburos
94
valente. Los campos que contribuyen a lograr este
incremento son Navegante, Teotleco y Edén-Jolote,
que en conjunto adicionaron 391.9 millones de ba-
rriles de petróleo crudo equivalente. Sin embargo,
este incremento fue contrarrestado por los campos
Ribereño y Juspi, los cuales redujeron sus reservas
en 44.1 y 13.1 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, respectivamente.
Relación reserva-producción
Considerando la producción obtenida durante 2012
por 323.0 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, la relación reserva probada-producción
para la Región Sur es de 11.9 años. Para el caso
de la reserva 2P, la relación reserva-producción es
de 14.8 años e involucrando la reserva 3P, es de
17.6 años. Los activos de producción Bellota-Jujo
y Samaria-Luna presentan las mayores relaciones
reserva probada-producción de la región con 17.8 y
13.7 años, respectivamente.
La relación reserva probada-producción de aceite en
la región es de 12.3 años, utilizando una producción
anual de 186.0 millones de barriles de aceite. Si esta
relación se calcula utilizando la reserva 2P, la relación
resulta 15.6 años, en tanto para la reserva 3P es de
18.7 años. El Activo de Producción Bellota-Jujo tiene
la mayor relación reserva probada-producción de
aceite con 18.4 años.
Para el caso de la relación reserva probada-produc-
ción de gas natural, ésta presenta resulta de 10.5
años, utilizando una producción anual de 604.8 miles
de millones de pies cúbicos, mientras que para las
categorías de reservas 2P y 3P se logran valores de
12.6 y 15.0 años, respectivamente.
Reservas por tipo de fluido
La distribución de reservas por tipo de fluido en las
categorías probada, probable y posible en los últimos
tres años, se muestra en cuadro 5.16.
La reserva remanente probada o 1P de la Región Sur
alcanza 3,850.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, de los cuales 59.5 por ciento es aceite
crudo, 2.4 por ciento es condensado, 14.7 por ciento
son líquidos de planta y 23.4 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
Cuadro 5.16 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Sur.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2011 Total 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9 Probada 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5 Probable 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2 Posible 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2
2012 Total 3,491.8 145.7 727.8 1,202.4 5,567.7 Probada 2,417.2 114.4 553.8 894.9 3,980.2 Probable 666.7 26.9 113.2 196.7 1,003.4 Posible 407.9 4.4 60.9 110.8 584.1
2013 Total 3,486.1 118.3 792.5 1,291.2 5,688.1 Probada 2,290.0 92.4 565.3 902.9 3,850.6 Probable 607.8 20.6 105.4 182.9 916.7 Posible 588.3 5.3 121.9 205.4 920.8
Las reservas de hidrocarburos de México
95
De la misma forma, la reserva probable de la región,
916.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, está distribuida en 66.3 por ciento de aceite
crudo, 2.2 por ciento de condensado, 11.5 por ciento
de líquidos de planta y 20.0 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
Por último, la reserva posible de la Región Sur es de
920.8 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, donde 63.9 por ciento corresponde a aceite
crudo, 0.6 por ciento a condensado, 13.2 por ciento
de líquidos de planta y 22.3 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
97
Abreviaturas
Concepto
AAPG American Association of Petroleum GeologistsAPI American Petroleum Instituteb barrilesbd barriles diariosBTU british thermal unitDST drill stem testfeem factor de encogimiento por eficiencia en el manejofegsl factor de equivalencia calorífica del gas seco a líquidofei factor de encogimiento por impurezasfeilp factor de encogimiento por impurezas y licuables en plantafelp factor de encogimiento por licuables en plantafelt factor de encogimiento por licuables en el transportefrc factor de recuperación de condensadofrlp factor de recuperación de líquidos en plantagr/cm3 gramos sobre centímetro cúbicokg/cm2 kilogramos sobre centímetro cuadradomb miles de barrilesmbpce miles de barriles de petróleo crudo equivalentemmb millones de barrilesmmbpce millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmb miles de millones de barrilesmmmbpce miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmmpc billones de pies cúbicosmmmpc miles de millones de pies cúbicosmmpc millones de pies cúbicosmmpcd millones de pies cúbicos diariosmpc miles de pies cúbicospc pies cúbicospce petróleo crudo equivalentePEP Pemex Exploración y ProducciónPVT presión-volumen-temperaturaSEC Securities and Exchange CommissionSPE Society of Petroleum EngineersWPC World Petroleum Council1P reservas probadas2D bidimensional2P reservas probadas más probables3D tridimensional3P reservas probadas más probables más posibles
99
Glosario
Abandono de pozos: Es la actividad final en la ope
ración de un pozo cuando se cierra permanentemente
bajo condiciones de seguridad y preservación del
medio ambiente.
Aceite: Porción de petróleo que existe en fase
líquida en los yacimientos y permanece así en con
diciones originales de presión y temperatura. Puede
incluir pe queñas cantidades de substancias que no
son hi dro carburos. Tiene una viscosidad menor o
igual a 10,000 centipoises, a la temperatura original
del yacimiento, a presión at mos férica, y libre de
gas (estabilizado). Es práctica común clasificar al
aceite en función de su densidad y expresada en
grados API.
Aceite extrapesado: Aceite crudo con fracciones
relativamente altas de componentes pesados, alta
densidad específica (baja densidad API) y alta visco
sidad, a condiciones de yacimiento. La producción de
este tipo de crudo generalmente presenta dificultades
de extracción y costos altos. Los métodos de recupe
ración más comunes para explotar comercialmente
este tipo de crudo son los térmicos.
Aceite ligero: La densidad de este aceite es mayor a
27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.
Aceite pesado: Es aquél cuya densidad es menor o
igual a 27 grados API.
Aceite superligero: Su densidad es mayor a los 38
grados API.
Acumulación: Ocurrencia natural de un cuerpo indi
vidual de petróleo en un yacimiento.
Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad ex
ploratoria. Comprende los descubrimientos y delimita
ciones de un campo durante el periodo en estudio.
Aguas profundas: Zonas costafuera donde la profun
didad del agua es mayor o igual a 500 metros, pero
me nor a 1,500 metros.
Aguas ultraprofundas: Zonas costafuera donde la
profundidad del agua es mayor o igual a 1,500 metros,
pero menor a 3,000 metros.
Anticlinal: Configuración estructural de un paquete de
rocas que se pliegan, y en la que las rocas se inclinan
en dos direcciones diferentes a partir de una cresta.
Area probada: Proyección en planta de la parte co
no cida del yacimiento correspondiente al volumen
probado.
Area probada desarrollada: Proyección en planta de
la extensión drenada por los pozos de un yacimiento
en producción.
Area probada no desarrollada: Proyección en planta
de la extensión drenada por pozos productores futu
ros en un yacimiento y ubicados dentro de la reserva
probada no desarrollada.
Basamento: Zócalo o base de una secuencia sedi men
taria compuesta por rocas ígneas o meta mór ficas.
Betumen: Porción de petróleo que existe en los ya
ci mientos en fase semisólida o sólida. En su estado
na tural generalmente contiene azufre, metales y
otros compuestos que no son hidrocarburos. El be
Glosario
100
tu men natural tiene una viscosidad mayor de 10,000
cen ti poises, medido a la temperatura original del
ya ci miento, a presión atmosférica y libre de gas.
Frecuentemente, requiere tratamiento antes de some
terlo a refinación.
Bombeo mecánico: Sistema artificial de producción
en el que una bomba de fondo localizada en o cerca
del fondo del pozo, se conecta a una sarta de va ri
llas de succión para elevar los fluidos de éste a la
superficie.
Bombeo neumático: Sistema artificial de producción
que se emplea para elevar el fluido de un pozo me
diante la inyección de gas a través de la tubería de
producción, o del espacio anular de ésta, y la tubería
de revestimiento.
Campo: Area consistente de uno o múltiples ya
cimientos, todos ellos agrupados o relacionados
de acuerdo a los mismos aspectos geológicos
estructurales y/o condiciones estratigráficas. Pue
den existir dos o más yacimientos en un campo
separados ver ticalmente por una capa de roca im
permeable o la te ral mente por barreras geológicas,
o por ambas.
Complejo: Serie de campos que comparten instala
ciones superficiales de uso común.
Compresor: Es un equipo instalado en una línea de
conducción de gas para incrementar la presión y ga
rantizar el flujo del fluido a través de la tubería.
Condensados: Líquidos del gas natural constituidos
principalmente por pentanos y componentes de hi
drocarburos más pesados.
Condiciones estándar: Son las cantidades a las que
la presión y temperatura deberán ser referidas. Para
el sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cua
drada para la presión y 60 grados Fahrenheit para la
temperatura.
Contacto de fluidos: La superficie o interfase en un
yacimiento que separa dos regiones caracterizadas por
diferencias predominantes en saturaciones de fluidos.
Debido a la capilaridad y otros fenómenos, el cambio
en la saturación de fluidos no necesariamente es abrup
to, ni la superficie necesariamente es horizontal.
Cracking: Procedimientos de calor y presión que
trans forman a los hidrocarburos de alto peso molecu
lar y punto de ebullición elevado en hidrocarburos de
me nor peso molecular y punto de ebullición.
Criogenia: Es el estudio, producción y utilización de
temperaturas bajas.
Cuenca: Receptáculo donde se deposita una columna
sedimentaria, y que comparte en varios ni ve les estra
tigráficos una historia tectónica común.
Delimitación: Actividad de exploración que incre
menta, o reduce, reservas por medio de la perforación
de po zos delimitadores.
Densidad: Propiedad intensiva de la materia que
relaciona la masa de una sustancia y su vo lu men a
través del cociente entre estas dos canti dades. Se
expresa en gramos por centímetro cúbico, o en libras
por galón.
Densidad API: Medida de la densidad de los productos
líquidos del petróleo, derivado a partir de su densidad
relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad
API = (141.5 / densidad relativa) 131.5. La densidad
API se expresa en grados; así por ejemplo la densidad
relativa con valor de 1.0 equivale a 10 grados API.
Desarrollo: Actividad que incrementa, o reduce,
re servas por medio de la perforación de pozos de
explotación.
Descubrimiento: Incorporación de reservas atri bui ble
a la per fo ración de pozos exploratorios que prueban
formaciones productoras de hidrocarburos.
Las reservas de hidrocarburos de México
101
Dómica: Estructura geológica que presenta una for
ma, o relieve, de forma semi es fé rica.
Endulzadora: Planta industrial cuyo objetivo es pro
porcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas
gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para
eliminar los compuestos de azufre indeseables o co
rrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.
Espaciamiento: Distancia óptima entre los pozos
productores de hidrocarburos de un campo o un
yacimiento.
Evaporitas: Rocas sedimentarias compuestas prin
cipalmente por sal, anhidrita o yeso, resultado de la
e va poración en zonas cercanas a la costa.
Espesor neto (hn): Resulta de restar al espesor total
las porciones que no tienen posibilidades de producir
hidrocarburos.
Espesor total (h): Espesor desde la cima de la forma
ción de interés hasta un límite vertical determinado
por un nivel de agua o por un cambio de formación.
Estimulación: Proceso de acidificación o fractu
ra mien to llevado a cabo para agrandar conductos
exis ten tes o crear nuevos en la formación productora
de un pozo.
Estratigrafía: Parte de la geología que estudia el ori
gen, composición, distribución y sucesión de estratos
rocosos.
Factor de compresibilidad del gas (Z): Relación
adi mensional entre el volumen de un gas real y el
volumen de un gas ideal. Su valor fluctúa usualmente
entre 0.7 y 1.2.
Factor de encogimiento por eficiencia en el ma nejo
(feem): Es la fracción de gas natural que re sulta de
considerar el autoconsumo y falta de capacidad en
el manejo de éste. Se obtiene de la estadística del
manejo del gas del último periodo en el área co
rrespondiente al campo en estudio.
Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la frac
ción que resulta de considerar las impurezas de gases
no hidrocarburos (compuestos de azufre, bió xido de
carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo.
Se obtiene de la estadística de operación del último
periodo anual del complejo procesador de gas donde
se procesa la producción del cam po analizado.
Factor de encogimiento por impurezas y licuables en
planta (feilp): Es la fracción obtenida al considerar las
impurezas de gases no hidrocarburos (compuestos
de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que
contiene el gas amargo así como el encogimiento por
la generación de líquidos de planta en el complejo
procesador de gas.
Factor de encogimiento por licuables en el trans-
porte (felt): Es la fracción que resulta de considerar
a los licuables obtenidos en el transporte a plantas
de procesamiento. Se obtiene de la estadística del
manejo del gas del último periodo anual del área
correspondiente al campo en estudio.
Factor de encogimiento por licuables en planta (felp):
Es la fracción que resulta de considerar a los licuables
obtenidos en las plantas de proceso. Se obtiene de
la estadística de operación del último periodo anual
del complejo procesador de gas donde se procesa la
producción del campo en estudio.
Factor de equivalencia del gas seco a líquido (fegsl):
Factor utilizado para relacionar el gas seco a su
equivalente líquido. Se obtiene a partir de la compo
sición molar del gas del yacimiento, considerando
los poderes caloríficos unitarios de cada uno de los
componentes y el poder calorífico del líquido de
equivalencia.
Factor de recuperación (fr): Es la relación existente
entre la reserva original y el volumen original de
Glosario
102
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
con den sado del último periodo anual en el área co
rrespondiente al campo en estudio.
Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp): Es
el factor utilizado para obtener las porciones líquidas
que se recuperan en la planta procesadora de gas
natural. Se obtiene de la estadística de operación
del último perio do anual del complejo procesador
de gas donde es procesada la producción del campo
analizado.
Factor de resistividad de la formación (F): Relación
de la resistividad de una roca saturada 100 por ciento
con agua salada dividida entre la resistividad del agua
que la satura.
Factor de volumen (B): Factor que relaciona la unidad
de volumen de fluido en el yacimiento con la unidad
de volumen en la superficie. Se tienen factores de
volumen para el aceite, para el gas, para ambas fases,
y para el agua. Se pueden medir directamente de
una muestra, calcularse u obtenerse por medio de
correlaciones empíricas.
Falla: Superficie de ruptura de las capas geológicas a
lo largo de la cual ha habido movimiento diferencial.
Falla inversa: Es el resultado de las fuerzas de com
presión, en donde uno de los bloques es desplazado
hacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a 90
grados y se reconoce por la repetición de la columna
estratigráfica.
Falla normal: Es el resultado del desplazamiento de
uno de los bloques hacia abajo con respecto a la
horizontal. Su ángulo es generalmente entre 25 y 60
grados y se reconoce por la ausencia de una parte
de la columna estratigráfica.
Fase: Es la parte de un sistema que difiere, en sus
pro piedades intensivas, de la otra parte del sistema.
Los sistemas de hidrocarburos generalmente se pre
sen tan en dos fases: gaseosa y líquida.
Gas asociado: Gas natural que se encuentra en con
tacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento.
Este puede ser clasificado como gas de casquete
(libre) o gas en solución (disuelto).
Gas asociado libre: Es el gas natural que sobreyace y
está en contacto con el aceite crudo en el yacimiento.
Puede corresponder al gas del cas quete.
Gas asociado en solución o disuelto: Gas natural
di suelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las
con diciones de presión y de temperatura que preva
lecen en el mismo.
Gas de lutitas (shale gas): Gas producido de forma
ciones de lutitas.
Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se ob
tiene del proceso del gas natural del cual le fueron
eli mi nadas las impurezas o compuestos que no son
hi dro carburos, y cuyo contenido de componentes
más pesados que el metano es en cantidades tales
que permite su proceso comercial.
Gas natural: Mezcla de hidrocarburos que existe en
los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el
aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece
en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impu
rezas o substancias que no son hidrocarburos (á ci do
sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de car bono).
Gas no asociado: Es un gas natural que se encuentra
en yacimientos que no contienen aceite crudo a las
condiciones de presión y temperatura originales.
Las reservas de hidrocarburos de México
103
Gas seco: Gas natural que contiene cantidades me
nores de hidrocarburos más pesados que el metano.
El gas seco también se obtiene de los complejos
procesadores de gas.
Gas seco equivalente a líquido (GSEL): Volumen de
aceite crudo que por su poder calorífico equivale al
volumen del gas seco.
Graben: Fosa o depresión formada por procesos
tectónicos, limitada por fallas de tipo normal.
Hidrocarburos: Compuestos químicos constituidos
completamente de hidrógeno y carbono.
Horst: Bloque de la corteza terrestre que se ha levan
tado entre dos fallas; lo contrario de un graben.
Indice de hidrocarburos: Medida de la cantidad de hidro
carburos que contiene el yacimiento por unidad de área.
Kerógeno: Materia orgánica insoluble dispersa en
las rocas sedimentarias que producen hidrocarburos
cuando se somete a un proceso de destilación.
Límite convencional: Límite del yacimiento que se
establece de acuerdo al grado de conocimiento, o
investigación, de la información geológica, geofísica
o de ingeniería que se tenga del mismo.
Límite económico: Es el punto en el cual los ingresos
obtenidos por la venta de los hidrocarburos se igualan
a los costos incurridos en su explotación.
Límite físico: Límite de un yacimiento definido por
algún accidente geológico (fallas, discordancias, cam
bio de facies, cimas y bases de las formaciones, etc.),
por contactos entre fluidos, o por reducción hasta
límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o
por el e fec to combinado de estos parámetros.
Limolita: Roca sedimentaria de grano fino que es
transportada por acción del agua. Su granu lo me
tría está comprendida entre las arenas finas y las
arcillas.
Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recupe
rados en los complejos procesadores de gas, consis
tiendo de etano, propano y butano, principalmente.
Lutita: Roca sedimentaria detrítica de grano fino,
formada por la consolidación de partículas de arcilla
y limo en estratos delgados relativamente imper
meables. Se considera la roca sedimentaria más
abundante.
Metamórfico: Grupo de rocas resultantes de la
trans for mación que sucede, generalmente a gran
des pro fun didades, por presión y temperatura. Las
rocas originales pueden ser sedimentarias, ígneas
o meta mór ficas.
Nariz estructural: Término empleado en la geología
estructural para definir una forma geomé trica en for
ma de saliente a partir de un cuerpo prin cipal.
Núcleo: Muestra cilíndrica de roca tomada de una
formación durante la perforación, para determi
nar su permeabilidad, porosidad, saturación de
hidrocarburos, y otras propiedades asociadas a la
productividad.
Petróleo: Mezcla de hidrocarburos compuesta de
combinaciones de átomos de carbono e hidrógeno y
que se encuentra en los espacios porosos de la roca.
El petróleo crudo puede contener otros elementos de
origen no metálico como azufre, oxígeno y nitróge
no, así como trazas de metales como constituyentes
menores. Los compuestos que forman el petróleo
pueden estar en estado gaseoso, líquido o sólido,
dependiendo de su naturaleza y de las condiciones
de presión y temperatura existentes.
Petróleo crudo equivalente (PCE): Suma del aceite
crudo, condensado, líquidos de plantas y gas seco
equivalente a líquido.
Glosario
104
Permeabilidad: Facilidad de una roca para dejar
pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica
si un yacimiento es, o no, de buenas características
productoras.
Permeabilidad absoluta: Capacidad de conducción,
cuando únicamente un fluido está presente en los
poros.
Permeabilidad efectiva: Es una medida relativa de
la conductancia de un medio poroso para un fluido
cuando el medio está saturado con más de un fluido.
Esto implica que la permeabilidad efectiva es una pro
piedad asociada con cada fluido del ya cimiento, por
ejemplo, gas, aceite, y agua. Un prin cipio fundamental
es que la suma de las per mea bilidades efectivas siem
pre es menor o igual que la permeabilidad absoluta.
Permeabilidad relativa: Es la capacidad que presenta
un fluido, como agua, gas o aceite, para fluir a través
de una roca, cuando ésta se encuentra saturada con
dos o más fluidos. El valor de la permeabilidad en
una roca saturada con dos o más fluidos es distinto al
valor de la permeabilidad de la misma roca saturada
con un solo fluido.
Planta criogénica: Planta procesadora capaz de pro
ducir productos líquidos del gas natural, incluyendo
etano, a muy bajas temperaturas de operación.
Play: Conjunto de campos y/o prospectos en deter
minada región, que están controlados por las mismas
características geológicas generales (roca almacén,
sello, roca generadora y tipo de trampa).
Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado por
unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando
una sustancia es quemada completamente. Los
poderes caloríficos de los combustibles sólidos y
líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU
por libra. Para los gases, este parámetro se expresa
generalmente en kilocalorías por metro cúbico o en
BTU por pie cúbico.
Porosidad: Relación entre el volumen de poros exis
tentes en una roca con respecto al volumen total de
la misma. Es una medida de la capacidad de alma
cenamiento de la roca.
Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de divi
dir el volumen total de poros comunicados entre el
volumen total de roca.
Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área pro
ba da con el fin de producir hidrocarburos.
Pozo exploratorio: Pozo que se perfora sin cono ci
miento detallado de la estructura rocosa subyacente
con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explota
ción sea económicamente rentable.
Presión capilar: Fuerza por unidad de área, resulta
do de fuerzas superficiales a la interfase entre dos
fluidos.
Presión de abandono: Es función directa de las
premisas económicas y corresponde a la presión de
fondo estática a la cual los ingresos obtenidos por la
venta de los hidrocarburos producidos son iguales a
los costos de operación del pozo.
Presión de saturación: Presión a la cual se forma la
primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a
la región de dos fases.
Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primera
gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la
región de dos fases.
Presión original: Presión que prevalece en un yaci
miento que no ha sido explotado. Es la presión que
se mide en el pozo descubridor de una estructura
productora.
Producción caliente: Es la producción óptima de
aceites pesados a través del empleo de métodos
térmicos de recuperación mejorada.
Las reservas de hidrocarburos de México
105
Producción fría: Es el uso de técnicas operativas y es
pecializadas de explotación, cuya finalidad es produ cir
rápidamente aceites pesados sin aplicar métodos de
recuperación térmica.
Provincia geológica: Región de grandes dimensiones
caracterizada por una historia geológica y desarrollos
similares.
Proyecto piloto: Proyecto que se lleva a cabo en un
pequeño sector representativo de un yacimiento, en
donde se efectúan pruebas similares a las que se lleva
rían a cabo en toda el área del yacimiento. El objetivo
es recabar información y/u obtener resultados que
puedan ser utilizados para generalizar una estrategia
de explotación en todo el campo petrolero.
Prueba de formación (Drill Stem Test): Procedimiento
que utiliza la sarta de perforación para determinar la ca
pacidad productiva, presión, permeabilidad o extensión
de un yacimiento, o una combinación de lo anterior, ais
lando la zona de interés con empacadores temporales.
Radio de drene: Distancia desde la que se tiene flujo
de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega
la influencia de las perturbaciones ocasionadas por
la caída de presión.
Recuperación mejorada: Es la recuperación de aceite
por medio de la inyección de materiales que nor
malmente no están presentes en el yacimiento y que
modifican el comportamiento dinámico de los fluidos
residentes. La recuperación mejorada no se restringe
a alguna etapa en particular de la vida del yaci mien to
(primaria, secundaria o terciaria).
Recuperación primaria: Extracción del petróleo uti
lizando únicamente la energía natural disponible en
los yacimientos para desplazar los fluidos, a través
de la roca del yacimiento hacia los pozos.
Recuperación secundaria: Técnicas de extracción adi
cional de petróleo después de la recuperación primaria.
Esta incluye inyección de agua, o gas con el propósito
en parte de mantener la presión del yacimiento.
Recurso: Volumen total de hidrocarburos existente
en las rocas del subsuelo. También conocido como
volumen original in situ.
Recurso contingente: Son aquellas cantidades de
hidrocarburos que son estimadas a una fecha dada,
y que potencialmente son recuperables de acumu
laciones conocidas pero que bajo las condiciones
económicas de evaluación correspondientes a esa
misma fecha, no se consideran comercialmente
recuperables.
Recurso descubierto: Volumen de hidrocarburos del
cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.
Recursos no-convencionales: acumulación de hidro
carburos la cual no se encuentra afectada por influen
cias hidrodinámicas. Algunos ejemplos son el gas del
carbón (CBM por sus siglas en inglés), el gas de lutitas,
los hidratos de metano, las arenas bituminosas y los
depósitos de aceite en lutitas.
Recurso no descubierto: Volumen de hidrocarburos
con incertidumbre, pero cuya existencia se infiere en
cuencas geológicas a través de factores favorables
resultantes de la interpretación geológica, geofísica
y geoquímica. Si comercialmente se considera recu
perable se le llama recurso prospectivo.
Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocarburos
estimado, a una cierta fecha, de acumulaciones que
todavía no se descubren pero que han sido inferidas y
que se estiman potencialmente recuperables, median
te la aplicación de proyectos de desarrollo futuros.
Registro de pozos: Representa la información sobre
las formaciones del subsuelo obtenidas por medio
de herramientas que se introducen en los pozos, y
son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El re
gistro también incluye información de perforación y
Glosario
106
análisis de lodo y recortes, de núcleos y pruebas de
formación.
Regresión: Término geológico utilizado para definir
el levantamiento de una parte del continente sobre
el nivel del mar, como resultado de un ascenso del
continente o de una disminución del nivel del mar.
Relación gas-aceite (RGA): Relación de la producción
de gas del yacimiento a la producción de aceite, me
didos a la presión atmosférica.
Relación gas disuelto-aceite: Relación del volumen
de gas que está disuelto en el aceite comparado con
el volumen de aceite que lo contiene. Esta relación
puede ser original (Rsi) o instantánea (Rs).
Relación reserva-producción: Es el resultado de dividir
la reserva remanente a una fecha entre la pro ducción
de un periodo. Este indicador supone pro ducción
cons tante, precio de hidrocarburos y costos de extrac
ción sin variación en el tiempo, así como la inexistencia
de nuevos descubrimientos en el futuro.
Reservas económicas: Producción acumulada que se
obtiene de un pronóstico de producción en donde se
aplican criterios económicos.
Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos me di
do a condiciones atmosféricas, que queda por produ
cirse económicamente de un yacimiento a determinada
fecha, con las técnicas de explotación apli cables. Es
la diferencia entre la re ser va original y la producción
acumulada de hidrocarburos a una fecha específica.
Reservas de hidrocarburos: Volumen de hidrocar
buros medido a condiciones atmosféricas, que será
producido económicamente con cualquiera de los
métodos y sistemas de explotación aplicables a la
fecha de la evaluación.
Reserva original: Volumen de hidrocarburos a con
diciones 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 obte nerse al final de la explo tación del
yacimiento.
Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos en
donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería
sugiere que son menos probables de ser co mer cial
mente recuperables que las reservas pro bables.
Reservas probables: Reservas no probadas cuyo
análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere
que son más tendientes a ser comercialmente recu
perables que no serlo.
Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o sus
tancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféri
cas, las cuales por análisis de datos geo lógicos y de
ingeniería se estima con razonable certidumbre que
serán comercialmente recuperables a partir de una
fecha dada proveniente de yacimientos conocidos
y bajo condiciones actuales económicas, métodos
ope ra cionales y regulaciones gubernamentales. Di
cho vo lu men está constituido por la reserva probada
desarrollada y la reserva probada no desarrollada.
Reservas probadas desarrolladas: Reservas que se
espera sean recuperadas de los pozos existentes in
cluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden
ser recuperadas con la infraestructura actual me dian te
trabajo adicional con costos moderados de inversión.
Las reservas asociadas a procesos de recuperación
secundaria y/o mejorada serán consideradas desa
rrolladas cuando la infraestructura requerida para
el proceso esté instalada o cuando los costos re
que ridos para ello sean menores. Se consideran en
este renglón, las reservas en intervalos terminados
los cuales están abiertos al tiempo de la estimación,
pero no han empezado a producir por condiciones
de mercado, problemas de conexión o problemas
mecá nicos, y cuyo costo de reha bilitación es relati
vamente menor.
Las reservas de hidrocarburos de México
107
Reservas probadas no desarrolladas: Volumen que
se espera producir por medio de pozos sin instala
ciones actuales para producción y transporte, y de
pozos futuros. Se podrá incluir la reserva estimada
de los proyectos de recuperación mejorada, con
prueba piloto, o con el mecanismo de recuperación
propuesto en operación que se ha anticipado con
alto grado de certidumbre en yacimientos favorables
a este método de explotación.
Reservas no probadas: Volúmenes de hidrocarburos
y substancias asociadas, evaluadas a condiciones
atmosféricas que resultan de la extra po lación de
las características y parámetros del yacimiento más
allá de los límites de razonable certidumbre, o de
suponer pronósticos de aceite y gas con esce na rios
tanto técnicos como económicos que no son los que
están en operación o con proyecto.
Reservas técnicas: Producción acumulada derivada
de un pronóstico de producción en donde no hay
aplicación de criterios económicos.
Reserva 1P: Es la reserva probada.
Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más
las reservas probables.
Reservas 3P: Suma de las reservas probadas
más las reservas probables más las reservas
posibles.
Revisión: Es la reserva resultante de comparar
la eva lua ción del año anterior con la nueva, en la
cual se con sideró nueva información geológica,
geofísica, de operación, comportamiento del yaci
miento, así como la va riación en los precios de los
hidrocarburos y costos de extracción. No incluye la
perforación de pozos.
Saturación de fluidos: Porción del espacio poroso
ocupado por un fluido en particular, pudiendo existir
aceite, gas y agua.
Sección sísmica: Perfil sísmico que emplea la refle
xión de las ondas sísmicas para determinar la geología
del subsuelo.
Segregación gravitacional: Mecanismo de empuje en
el yacimiento, en el que se presenta la tendencia de
los fluidos a separarse de acuerdo a sus respectivas
densidades. Por ejemplo, siendo el agua más pesada
que el aceite, en un proyecto de inyección de agua,
este fluido tenderá a moverse hacia la parte inferior
del yacimiento.
Sistema artificial de producción: Cualquiera de las
técnicas empleadas para extraer el petróleo de la for
mación productora a la superficie, cuando la presión
del yacimiento es insuficiente para elevar el petróleo
en forma natural hasta la superficie.
Tasa de restitución de reservas: Indica la cantidad
de hidrocarburos que se reponen o incorporan por
nue vos descubrimientos con respecto a lo que se pro
dujo en un periodo dado. Es el cociente que resulta
de dividir los nuevos descubrimientos por la pro duc
ción durante un periodo de análisis, y generalmente
es referida en forma anual y expresada en términos
por centuales.
Trampa: Geometría que permite la concentración de
hidrocarburos.
Transgresión: Término geológico utilizado para de
finir la sumersión bajo el nivel del mar de una parte
del continente, como resultado de un descenso del
mismo, o de una elevación del nivel del mar.
Volumen original de gas: Cantidad de gas que se
estima existe originalmente en el yacimiento, y está
confinado por límites geológicos y de fluidos, pu
diéndose expresar tanto a condiciones de yacimiento
como a condiciones de superficie.
Volumen original de petróleo o aceite: Cantidad de
petróleo que se estima existe originalmente en el
Glosario
108
yacimiento, y está confinado por límites geológicos y
de fluidos, pudiéndose expresar tanto a condiciones
de yacimiento como a condiciones de superficie.
Yacimiento: Porción de trampa geológica que con
tiene hidrocarburos, que se comporta como un sis
tema hidráulicamente interconectado, y donde los
hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión
elevadas ocupando los espacios porosos.
Yacimiento análogo: Porción de trampa geológica
intercomunicada hidráulicamente con condiciones de
yacimiento, mecanismos de empuje y propiedades de
roca y fluidos similares a las de otra estructura de inte
rés, pero que típicamente se encuentra en una etapa
de desarrollo más avanzada que ésta, proporcionando
de esta forma un apoyo para su interpretación a partir
de datos limitados, así como para la estimación de su
factor de recuperación.
109
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Esta edición se publicó en junio de 2013.
La producción estuvo a cargo de laSubdirección de Planeación y Evaluación
de Pemex Exploración y Producción.