LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS DE MEXICO

2011LAS RESERVAS DEHIDROCARBUROSDE MEXICO1 DE ENERO DE 2011

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ContenidoPágina1 Introducción 12 Definiciones básicas 32.1 Volumen original de hidrocarburos 32.2 Recursos petroleros 52.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 52.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 52.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 52.2.2 Recursos prospectivos 62.2.3 Recursos contingentes 62.3 Reservas 62.3.1 Reservas probadas 72.3.1.1 Reservas desarrolladas 82.3.1.2 Reservas no desarrolladas 82.3.2 Reservas no probadas 92.3.2.1 Reservas probables 92.3.2.2 Reservas posibles 102.4 Petróleo crudo equivalente 103 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 133.1 Precio de los hidrocarburos 133.2 Petróleo crudo equivalente 143.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 153.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 163.3 Reservas remanentes totales 183.3.1 Reservas remanentes probadas 203.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas 233.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 263.3.2 Reservas probables 283.3.3 Reservas posibles 304 Descubrimientos 334.1 Resultados obtenidos 354.2 Descubrimientos marinos 364.3 Descubrimientos terrestres 444.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos 555 Distribución de las reservas de hidrocarburos 59iii

ContenidoPágina5.1 Región Marina Noreste 595.1.1 Evolución de los volúmenes originales 615.1.2 Evolución de las reservas 625.2 Región Marina Suroeste 685.2.1 Evolución de los volúmenes originales 705.2.2 Evolución de las reservas 715.3 Región Norte 785.3.1 Evolución de los volúmenes originales 795.3.2 Evolución de las reservas 815.4 Región Sur 875.4.1 Evolución de los volúmenes originales 885.4.2 Evolución de las reservas 91Abreviaturas 99Glosario 101Anexo estadístico 111Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 111Producción de hidrocarburos 112Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011Región Marina Noreste 113Región Marina Suroeste 114Región Norte 115Región Sur 116iv

Introducción1Como ya es tradición en Pemex Exploración y Producción,se publica esta décimo tercera edición de Las reservasde hidrocarburos de México, Evaluación al 1 deenero de 2011, es menester señalar que año con año, setrata de enriquecer este documento el cual representauno de los más consultados en forma interna y externade Petróleos Mexicanos. En la presente publicación sehace referencia a la descripción de los principales descubrimientos,así como los volúmenes originales y reservasde hidrocarburos de los campos petroleros del país.A partir del capítulo segundo se hace una descripciónde las principales definiciones utilizadas como volumenoriginal de hidrocarburos, recursos petroleros, recursosprospectivos, recursos contingentes y reservas de hidrocarburos.En la sección correspondiente a las reservas dehidrocarburos se puntualizan los conceptos principalesutilizados para la estimación de reservas en PetróleosMexicanos, de acuerdo a los nuevos lineamientos de laU. S. Securities and Exchange Commission (SEC) parareservas probadas y a los últimos lineamientos emitidospor el Petroleum Resources Management System(PRMS), por la Society of Petroleum Engineers (SPE), elWorld Petroleum Council (WPC), la American Associationof Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of PetroleumEvaluation Engineers (SPEE) para reservas probables yposibles. Se explican los criterios actuales que se requierenpara que una reserva sea clasificada como probada,probable o posible. Finalmente, se presenta el significadodel término petróleo crudo equivalente, su uso y valoren el inventario total de hidrocarburos.En el tercer capítulo se hace referencia a las variacionesde las reservas durante 2010, ilustrando su distribuciónpor región con base en el tipo de hidrocarburo. En cuantoa las categorías de reservas, se detallan las variacionesde las reservas probadas desarrolladas, probadas nodesarrolladas, probables y posibles. En términos de lacomposición de los hidrocarburos, el análisis se muestrapor tipo de aceite de acuerdo en su densidad, es decir,ligero, pesado y superligero, y para los yacimientosde gas dicho análisis se efectúa considerando tanto elgas asociado como el no asociado. Para este último, sepresenta una distribución adicional en términos de gasseco, húmedo y gas y condensado.En el capítulo cuarto se describen los principales descubrimientosrealizados durante 2010 tanto en camposterrestres como marinos. En esta sección, se hacereferencia a sus características geológicas, la columnaestratigráfica, características de la roca almacén, sello ygeneradora así como aspectos principales de los yacimientosdescubiertos, indicando sus reservas asociadasen las diferentes categorías.Por otro lado, la evolución de los volúmenes y reservasde hidrocarburos en 2010 en sus diferentes categorías sepresenta en el quinto capítulo, detallando su distribucióna nivel regional, activo y campo. Adicionalmente, seexplica el origen de estos cambios y su asociación condescubrimientos, revisiones, desarrollo y producción enel mismo periodo.Finalmente, es importante señalar que los valores dereservas de hidrocarburos expresados en el presentedocumento corresponden con los valores estimadospor Pemex Exploración y Producción, sin embargo, losvalores oficiales de reservas, con base en los términosdel artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentariadel Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo,serán publicados por la Secretaría de Energía previaopinión de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.1

Definiciones básicas2Petróleos Mexicanos utiliza para la actualización anualde las reservas remanentes de hidrocarburos del paísdefiniciones y conceptos basados en los lineamientosestablecidos por organizaciones internacionales. Enel caso de las reservas probadas, las definicionesutilizadas corresponden a las establecidas por la Securitiesand Exchange Commission (SEC), organismoestadounidense que regula los mercados de valores yfinancieros de ese país, y para las reservas probablesy posibles se emplean las definiciones, denominadasSPE-PRMS, emitidas por la Society of Petroleum Engineers(SPE), la American Association of PetroleumGeologists (AAPG), la Society of Petroleum EvaluationEngineers (SPEE) y el World Petroleum Council (WPC),organizaciones técnicas donde México participa.El establecimiento de procesos para la evaluación yclasificación de reservas de hidrocarburos acordes alas definiciones empleadas internacionalmente, garantizacertidumbre y transparencia en los volúmenesde reservas reportados, así como en los procedimientosempleados para su estimación. Adi cio nalmente,la decisión de Petróleos Mexicanos de certificar susreservas anualmente por consultores externos reconocidosinternacionalmente, incrementa la confianzaen las cifras reportadas.Las reservas poseen un valor económico asociado a lasinversiones, a los costos de operación y mantenimiento,a los pronósticos de producción y a los precios deventa de los hidrocarburos. Los precios utilizados parala estimación de reservas son los correspondientes alpromedio aritmético que resulta de considerar aquellosvigentes al primer día de cada mes, considerandolos doce meses anteriores, en tanto que los costos deoperación y mantenimiento, en sus componentes fijosy variables, son los erogados a nivel campo durante unlapso de doce meses. Esta premisa permite capturarla estacionalidad de estos egresos y es una mediciónaceptable de los gastos futuros para la extracción de lasreservas bajo las condiciones actuales de explotación.La explotación de las reservas requiere inversionespara la perforación y terminación de pozos, la realización de reparaciones mayores y la construcciónde infraestructura entre otros elementos. Así, para laes timación de las reservas se consideran todos estoselementos para determinar su valor económico. Si éstees positivo, entonces los volúmenes de hi dro car burosson comercialmente explotables y, por tanto, se constituyenen reservas. En caso contrario, estos volúmenespueden clasificarse como recursos con tingentes. Si unligero cambio en el precio de los hidrocarburos, o unapequeña disminución en sus costos de desarrollo o deoperación y mantenimiento, permite que su valuacióneconómica sea positiva, entonces estos volúmenes derecursos podrían incorporarse como reservas.En el presente capítulo se presentan los criterios paraclasificar las reservas de hidrocarburos, explicándoselas definiciones y conceptos empleados a lo largode este documento, enfatizándose sus aspectos relevantes, además de señalar en todos los casos loselementos dominantes, además de explicar las implicacionesde utilizar dichas definiciones en la estimaciónde las reservas.2.1 Volumen original de hidrocarburosEl volumen original de hidrocarburos se define comola acumulación que se estima existe inicialmente en3

Definiciones básicasun yacimiento. Este volumen se encuentra en equilibrio,a la temperatura y presión prevalecientes en elyacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas condicionescomo a condiciones de superficie. De estaforma, las cifras publicadas en el presente documentoestán referidas a estas últimas condiciones.El volumen en cuestión puede estimarse por procedimientosdeterministas o probabilistas. Los primerosincluyen principalmente a los métodos volumétricos,de balance de materia y la simulación numérica. Lossegundos modelan la incertidumbre de parámetroscomo porosidad, saturación de agua, espesoresnetos, entre otros, como funciones de probabilidadque generan, en consecuencia, una función de probabilidadpara el volumen original.y volumen de arcilla, principalmente. Otro elementofundamental es la geometría del yacimiento, representadoen términos de su área y espesor neto. Dentrode la información necesaria para estimar el volumenoriginal destacan los siguientes:i. Volumen de roca impregnada de hidrocarburos.ii. Porosidad efectiva y saturación de hidrocarburoscorrespondiente al volumen anterior.iii. Fluidos del yacimiento identificados así como suspropiedades respectivas, con el propósito de estimarel volumen de hidrocarburos a condicionesde superficie, denominadas también condicionesatmosféricas, estándar, base o de superficie.Los métodos volumétricos son los más usados enlas etapas iniciales de caracterización del campo oel yacimiento. Estas técnicas se fundamentan en laestimación de las propiedades petrofísicas del medioporoso y de los fluidos en el yacimiento. Las propiedadespetrofísicas utilizadas principalmente son laporosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidosEn el Anexo estadístico de este trabajo se presentanlos volúmenes originales tanto de aceite crudo comode gas natural a nivel regional y de activo. Las unidadesdel primero son millones de barriles, y las delsegundo miles de millones de pies cúbicos, todas ellasreferidas a condiciones atmosféricas, denominadastambién condiciones estándar, base o de superficie.Volumen original de hidrocarburos total in-situVolumen original de hidrocarburosno descubiertoVolumen original de hidrocarburos descubiertoNo comercialComercialIncertidumbreNorecuperableRecursosProspectivosEstimaciónbajaEstimacióncentralEstimaciónaltaNorecuperableRecursosContingentes1C2C3CReservasProbada1PProbable2PPosible3PProducciónIncremento de la oportunidad de comercializaciónFigura 2.1 Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos (no a escala). Adaptado de PetroleumResources Management System, Society of Petroleum Engineers, 2007.4

Las reservas de hidrocarburos de México2.2. Recursos petrolerosLos recursos petroleros son todos los volúmenesde hidrocarburos que inicialmente se estiman en elsubsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sinembargo, desde el punto de vista de explotación, sele llama recurso únicamente a la parte potencialmenterecuperable de esas cantidades. Dentro de estadefinición, a la cantidad de hidrocarburos estimadaen principio se le denomina volumen original dehidrocarburos total, el cual puede estar descubiertoo no. Asimismo a sus porciones recuperables se lesdenomina recursos prospectivos, recursos contingenteso reservas. En particular, el concepto de reservasconstituye una parte de los recursos, es decir, sonacumulaciones conocidas, recuperables y comercialmenteexplotables.La clasificación de recursos se muestra en la figura 2.1,incluyendo a las diferentes categorías de reservas. Seobserva que existen estimaciones bajas, centrales yaltas, tanto para los recursos como para las reservas,clasificándose estas últimas como probada, probadamás probable, y probada más probable más posible,para cada una de las tres estimaciones anteriores,respectivamente. El rango de incertidumbre que seilustra a la izquierda de esta figura enfatiza que elconocimiento que se tiene de los recursos y de lasreservas es imperfecto, por ello, se generan diferentesestimaciones que obedecen a diferentes expectativas.La producción, que aparece hacia la derecha, es elúnico elemento de la figura en donde la incertidumbreno aparece, debido a que ésta es medida, comercializaday transformada en un ingreso.incluye a las acumulaciones descubiertas, las cualespueden ser comerciales o no, recuperables o no, ala producción obtenida de los campos explotadoso en explotación, así como también a los volúmenesestimados en los yacimientos que podrían serdescubiertos.Todas las cantidades que conforman el volumen dehidrocarburos total in-situ pueden ser recursos potencialmenterecuperables, ya que la estimación de laparte que se espera recuperar depende de la incertidumbreasociada, de circunstancias comerciales, dela tecnología usada y de la disponibilidad de información.Por consiguiente, una porción de aquellascantidades clasificadas como no recuperables puedentransformarse eventualmente en recursos recuperablessi, por ejemplo, las condiciones comercialescambian, si ocurren nuevos desarrollos tecnológicos,o si se adquieren datos adicionales.2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos nodescubiertoEs la cantidad de hidrocarburos que se estima, a unacierta fecha, se encuentra contenida en acumulacionesque todavía no se descubren pero que han sidoinferidas. Al estimado de la porción potencialmenterecuperable del volumen original de hidrocarburos nodescubierto se le denomina recurso prospectivo.2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto2.2.1 Volumen original de hidrocarburos totalin-situDe acuerdo a la figura 2.1, el volumen original de hidrocarburostotal in-situ es la cuantificación referidaa condiciones de yacimiento de todas las acumulacionesde hidrocarburos naturales. Este volumenEs la cantidad de hidrocarburos que se estima, a unafecha dada, está contenida en acumulaciones conocidasantes de su producción. El volumen originaldescubierto puede clasificarse como comercial y nocomercial. Una acumulación es comercial cuandoexiste generación de valor económico como consecuenciade la explotación de sus hidrocarburos. Enla figura 2.1 se observa que la parte recuperable del5

Definiciones básicasvolumen original de hidrocarburos descubierto, dependiendode su viabilidad comercial, se le denominareserva o recurso contingente.2.2.2 Recursos prospectivosEs el volumen de hidrocarburos estimado, a una ciertafecha, de acumulaciones que todavía no se descubrenpero que han sido inferidas y que se estimanpotencialmente recuperables, mediante la aplicaciónde proyectos de desarrollo futuros. La cuantificaciónde los recursos prospectivos está basada en informacióngeológica y geofísica del área en estudio, y enanalogías con áreas donde un cierto volumen originalde hidrocarburos ha sido descubierto, e incluso, enocasiones, producido. Los recursos prospectivos tienentanto una oportunidad de descubrimiento comode desarrollo, además se subdividen de acuerdo conel nivel de certidumbre asociado a las estimacionesde recuperación, suponiendo su descubrimiento ydesarrollo, y pueden también sub-clasificarse en basea la madurez del proyecto.2.3 ReservasSon las cantidades de hidrocarburos que se prevé seránrecuperadas comercialmente, mediante la aplicaciónde proyectos de desarrollo, de acumulacionesco nocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajocon diciones definidas. Las reservas deben ademássa tisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas,ser recuperables, comerciales y mantenerse sustentadas(a la fecha de evaluación) en un(os) proyecto(s)de de sarrollo. Las reservas son además catego ri zadasde acuerdo con el nivel de certidumbre asociado alas es timaciones y pueden sub-clasificarse en basea la ma durez del proyecto y caracterizadas conformea su estado de desarrollo y producción. La certidumbrede pende principalmente de la cantidad y calidadde la información geológica, geofí sica, petrofísica yde in ge niería, así como de la disponibilidad de estainforma ción al tiempo de la estimación e interpretación.El nivel de certidumbre se usa para clasificar lasreservas en una de dos clasificaciones principales,probadas o no pro badas. En la figura 2.2 se muestrala clasificación de las reservas.2.2.3 Recursos contingentesLas cantidades recuperables estimadas de acumulacionesconocidas que no satisfagan los requerimientosSon aquellas cantidades de hidrocarburos que sonestimadas, a una fecha dada, para ser potencialmenterecuperables de acumulaciones conocidas, pero elpro yecto(s) aplicado aún no se considera suficientemente maduro para su desarrollo comercial, debidoa una o más razones. Los recursos contingentes puedenincluir, por ejemplo, proyectos para los cualesno existen actualmente mercados viables, o donde larecuperación comercial depende de tecnologías endesarrollo, o donde la evaluación de la acumulación esinsuficiente para evaluar claramente su comercialidad.Los recursos contingentes son además categorizadosde acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a lasestimaciones y pueden sub-clasificarse en base a lamadurez del proyecto y caracterizadas por su estadoeconómico.Reservas probadasoriginalesProducciónacumuladaDesarrolladasReservas originales(Recurso económico)ReservasprobadasNo desarrolladasReservasprobablesReservasno probadasReservasposiblesFigura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.6

Las reservas de hidrocarburos de Méxicode comercialización deben clasificarse como recursoscontingentes. El concepto de comer cia lización parauna acumulación varía de acuerdo a las condicionesy circunstancias específicas de cada lugar. Así, las reservasprobadas son acumulaciones de hidrocarburoscuya rentabilidad ha sido establecida bajo condicioneseconómicas a la fecha de evaluación; en tanto lasreservas probables y posibles pueden estar basadasen condiciones económicas futuras. Sin embargo, lasreservas probables de Petróleos Mexicanos son rentablesbajo condiciones económicas actuales, en tanto,una pequeña porción de las posibles es marginal en elsentido que un ligero incremento en el precio de loshidrocarburos o una ligera disminución de los costosde operación, las haría netamente rentables.2.3.1 Reservas probadasDe acuerdo a la SEC, las reservas probadas de hidrocarburos son cantidades estimadas de aceitecru do, gas natural y líquidos del gas natural, las cuales,mediante datos de geociencias y de ingeniería,de muestran con certidumbre razonable que seránre cuperadas comercialmente en años futuros de yacimientosconocidos bajo condiciones económicas,mé todos de operación y regulaciones gubernamentalesexistentes a una fecha específica. Las reservaspro badas se pueden clasificar como desarrolladas ono desarrolladas.La determinación de la certidumbre razonable esgenerada por el sustento de datos geológicos y deingeniería. De esta forma, tendrá que disponerse dedatos que justifiquen los parámetros utilizados en laevaluación de reservas tales como gastos iniciales ydeclinaciones, factores de recuperación, límites deyacimiento, mecanismos de recuperación y estimacionesvolumétricas, relaciones gas-aceite o rendimientosde líquidos.Las condiciones económicas y operativas existentesson los precios, costos de operación, métodos deproducción, técnicas de recuperación, transporte yarreglos de comercialización. Un cambio anticipadoen las condiciones deberá tener una certidumbre razonablede ocurrencia; la inversión correspondientey los costos de operación, para que ese cambio estéincluido en la factibilidad económica en el tiempoapropiado. Estas condiciones incluyen una estimaciónde costos de abandono en que se habrá de incurrir.La SEC establece que los precios de venta de aceitecrudo, gas natural y productos del gas natural a utilizarseen la evaluación económica de las reservasprobadas, deben corresponder al promedio aritmético,considerando los doce meses anteriores, de los preciosrespectivos al primer día de cada mes. La justificaciónse basa en que este método es requerido por consistenciaentre todos los productores a nivel internacionalen sus estimaciones como una medida estandarizadaen los análisis de rentabilidad de proyectos.En general, las reservas son consideradas probadas sila productividad comercial del yacimiento está apoyadapor datos de producción reales o por pruebas deproducción concluyentes. En este contexto, el términoprobado se refiere a las cantidades de hidrocarburosrecuperables y no a la productividad del pozo o delyacimiento. En ciertos casos, las reservas probadaspueden asignarse de acuerdo a registros de pozosy análisis de núcleos, los cuales indican que el yacimientoen estudio está impregnado de hidrocarburos,y es análogo a yacimientos productores en la mismaárea o con aquellos que han demostrado produccióncomercial en otras áreas. Sin embargo, un requerimientoimportante para clasificar las reservas comoprobadas es asegurar que las instalaciones para sucomercialización existan, o que se tenga la certeza deque serán instaladas.El volumen considerado como probado incluye aqueldelimitado por la perforación y por los contactos defluidos. Además, incluye las porciones no perforadasdel yacimiento que puedan ser razonablemente juzgadascomo comercialmente productoras, de acuerdo7

Definiciones básicasa la información de geología e ingeniería disponible.Adicionalmente, si los contactos de los fluidos sedesconocen, el límite de la reserva probada la puedecontrolar tanto la ocurrencia de hidrocarburos conocidamás profunda o la estimación obtenida a partirde información apoyada en tecnología confiable, lacual permita definir un nivel más profundo con certidumbrerazonable.Es importante señalar, que las reservas a producirsemediante la aplicación de métodos de recuperaciónsecundaria y/o mejorada se incluyen en la categoría deprobadas cuando se tiene un resultado exitoso a partirde una prueba piloto representativa, o cuando existarespuesta favorable de un proceso de recuperaciónfuncionando en el mismo yacimiento o en uno análogoen cuanto a edad, ambiente de depósito, propiedadesdel sistema roca-fluidos y mecanismos de empuje.O bien cuando tales métodos hayan sido efectivamenteprobados en el área y en la misma formación,proporcionando evidencia documental al estudio deviabilidad técnica en el cual se basa el proyecto.Las reservas probadas son las que aportan la produccióny tienen mayor certidumbre que las probables yposibles. Desde el punto de vista financiero, son lasque sustentan los proyectos de inversión, y por ellola importancia de adoptar definiciones emitidas por laSEC. Cabe mencionar y enfatizar, que para ambientesse dimentarios de clásticos, es decir, depósitos arenosos,la aplicación de estas definiciones consideracomo prueba de la continuidad de la columna de aceite,no sólo la integración de información geológica,pe trofísica, geofísica y de ingeniería de yacimientos,entre otros elementos, sino la medición de presiónentre pozo y pozo que es absolutamente determinante.Estas definiciones reconocen que en presencia de fallamiento en el yacimiento, cada sector o bloque debeser evaluado independientemente, considerando la información disponible, de tal forma que para declarar auno de estos bloques como probado, necesariamentedebe existir un pozo con una prueba de producciónestabilizada, y cuyo flujo de hidrocarburos sea comercialde acuerdo a las condiciones de desarrollo, deoperación, de precio y de instalaciones al momentode la evaluación. Sin embargo, para el caso de menorfallamiento, las definiciones de la SEC establecenque la demostración concluyente de la continuidadde la columna de hidrocarburos solamente puedeser alcanzada a través de las mediciones de presiónmencionadas. En ausencia de estas mediciones opruebas, la reserva que puede ser clasificada comoprobada es aquella asociada a los pozos productoresa la fecha de evaluación más la producción asociadaa pozos por perforar en la vecindad inmediata.Adicionalmente, a partir del año 2009 la SEC puedereconocer la existencia de reservas probadas másallá de las localizaciones de desarrollo ubicadas en lavecindad inmediata, siempre que dichos volúmenesse puedan establecer con certeza razonable sustentadapor tecnología confiable.2.3.1.1 Reservas desarrolladasSon aquellas reservas que se espera sean recuperadasde pozos existentes, incluyendo las reservasdetrás de la tubería, que pueden ser extraídas con lainfraestructura actual mediante actividades adicionalescon costos moderados de inversión. En el casode las reservas asociadas a procesos de recuperaciónsecundaria y/o mejorada, serán consideradas desarrolladasúnicamente cuando la infraestructura requeridapara el proceso esté instalada o cuando los costos requeridospara ello sean considerablemente menores,y la respuesta de producción haya sido la prevista enla planeación del proyecto correspondiente.2.3.1.2 Reservas no desarrolladasSon reservas que se espera serán recuperadas a travésde pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde serequiere una inversión relativamente grande para terminarlos pozos existentes y/o construir las instalacionespara iniciar la producción y transporte. Lo anterior8

Las reservas de hidrocarburos de Méxicoaplica tanto en procesos de explotación primaria comode recuperación secundaria y mejorada. En el casode inyección de fluidos al yacimiento, u otra técnicade recuperación mejorada, las reservas asociadas seconsiderarán probadas no desarrolladas, cuando talestécnicas hayan sido efectivamente probadas en el áreay en la misma formación. Asimismo, debe existir uncompromiso para desarrollar el campo de acuerdo aun plan de explotación y a un presupuesto aprobado.Una demora excesivamente larga en el programa dedesarrollo, puede originar dudas acerca de la explotaciónde tales reservas, y conducir a la exclusión detales volúmenes de la categoría de reserva probada.Como puede notarse, el interés por producir talesvolúmenes de reservas es un requisito para llamarlasreservas probadas no desarrolladas, actualmente laSEC define un período de tiempo máximo de cincoaños para iniciar la explotación de dichas reservas.Si reiteradamente esta condición no es satisfecha,es preciso reclasificar estas reservas a una categoríaque no considera su desarrollo en un periodo inmediato,como por ejemplo reservas probables. Así,la certidumbre razonable sobre la ocurrencia de losvolúmenes de hidrocarburos en el subsuelo debe iracompañada de la certidumbre de desarrollarlos entiempos razonables. Si este elemento no es satisfecho,la reclasificación de reservas tiene lugar no por unaincertidumbre sobre el volumen de hidrocarburos,sino por la incertidumbre de su desarrollo.2.3.2.1 Reservas probablesSon aquellas reservas no probadas para las cuales elanálisis de la información geológica y de ingenieríadel yacimiento sugiere que son más factibles de sercomercialmente recuperables, que de lo contrario. Sise emplean métodos probabilistas para su evaluación,existirá una probabilidad de al menos 50 por cientode que las cantidades a recuperar sean iguales omayores que la suma de las reservas probadas másprobables.Las reservas probables incluyen aquellas reservasmás allá del volumen probado, donde el conocimientodel horizonte productor es insuficiente para clasificarestas reservas como probadas. También se incluyenen esta clasificación aquellas reservas ubicadas enformaciones que parecen ser productoras y que soninferidas a través de registros geofísicos, pero quecarecen de datos de núcleos o pruebas definitivas,además de no ser análogas a formaciones probadasen otros yacimientos.En cuanto a los procesos de recuperación secundariay/o mejorada, las reservas atribuibles a estos procesosson probables cuando un proyecto o prueba pilotoha sido planeado pero aún no ha sido implemen tado,y cuando las características del yacimiento parecenfavorables para una aplicación comercial.2.3.2 Reservas no probadasLas siguientes condiciones conducen a clasificar lasreservas como probables:Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condicionesatmosféricas, al extrapolar características yparámetros del yacimiento más allá de los límites decertidumbre razonable, o de suponer pronósticos deaceite y gas con escenarios tanto técnicos como económicosque no son los que prevalecen al momentode la evaluación. En situaciones que no consideren sudesarrollo inmediato, los volúmenes de hidrocarburosdescubiertos comercialmente producibles, puedenser clasificados como reservas no probadas.i. Reservas localizadas en áreas donde la formaciónproductora aparece separada por fallas geológicas,y la interpretación correspondiente indica que estevolumen se encuentra en una posición estructuralmás alta que la del área probada.ii. Reservas atribuibles a futuras intervenciones, estimulaciones,cambio de equipo u otros procedimientosmecánicos; cuando tales medidas no hansido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben un9

Definiciones básicascomportamiento similar, y que han sido terminadosen yacimientos análogos.iii. Reservas incrementales en formaciones productoras,donde una reinterpretación del comportamientoo de los datos volumétricos, indica queexisten reservas adicionales a las clasificadas comoprobadas.iv. Reservas adicionales asociadas a pozos intermedios,y que pudieran haber sido clasificadas comoprobadas si se hubiera autorizado un desarrollocon un espaciamiento menor, al momento de laevaluación.2.3.2.2 Reservas posiblesSon aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya informacióngeológica y de ingeniería sugiere que esmenos factible su recuperación comercial que lasreservas probables. De acuerdo con esta definición,cuando son utilizados métodos probabilistas, la sumade las reservas probadas más probables más posiblestendrá al menos una probabilidad de 10 por cientode que las cantidades realmente recuperadas seaniguales o mayores. En general, las reservas posiblespueden incluir los siguientes casos:i. Reservas basadas en interpretaciones geológicas yque pueden existir en áreas adyacentes a las áreasclasificadas como probables dentro del mismoyacimiento.ii. Reservas ubicadas en formaciones que parecenestar impregnadas de hidrocarburos, con base alanálisis 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 derecuperación secundaria o mejorada cuando unproyecto o prueba piloto está planeado pero nose encuentra en operación, y las características dela roca y fluido del yacimiento son tales que existeduda de que el proyecto se ejecute.v. Reservas en un área de la formación productoraque parece estar separada del área probada porfallas geológicas, y donde la interpretación indicaque la zona de estudio se encuentra estructu ralmentemás baja que el área probada.2.4 Petróleo crudo equivalenteEl petróleo crudo equivalente es una forma utilizadaa nivel internacional para reportar el inventario totalde hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar losvolúmenes de aceite crudo, de condensados, de loslíquidos en planta y del gas seco equivalente a líquido.Este último corresponde, en términos de podercalorífico, a un cierto volumen de aceite crudo. Elgas seco considerado en este procedimiento es unamezcla promedio del gas seco producido en los complejosprocesadores de gas Cactus, Ciudad Pemex yNuevo Pemex, en tanto el aceite crudo consideradoequivalente a este gas corresponde al tipo Maya. Suevaluación requiere de la información actualizada delos procesos a que está sometida la producción delgas natural, desde su separación y medición, hastasu salida de las plantas petroquímicas. La figura 2.3ilustra los elementos para el cálculo del petróleo crudoequivalente.El aceite crudo no sufre ninguna conversión para llegara petróleo crudo equivalente. En tanto, el volumen delgas natural producido se reduce por el autoconsumoy el envío de gas a la atmósfera. Dicha reducción serefiere como encogimiento del fluido y se denominaeficiencia en el manejo, o simplemente feem. El transportedel gas continúa y se presenta otra alteración ensu volumen al pasar por estaciones de compresión, endonde los condensados son extraídos del gas; a estaalteración en el volumen por el efecto del transporte10

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoGas dulce húmedofeiGasnaturalEnvío alaatmósferafeemAutoconsumoCompresorGas entregado alcomplejo procesadorde gasfeltEndulzadorasfelpCriogénicaGassecofegslGas secoequivalentea líquidoAzufrefrlpLíquidos deplantaPetróleocrudoequivalentefrcCondensadoAceiteFigura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.se le denomina felt. De esta forma, el condensadose contabiliza directamente como petróleo crudoequivalente.El proceso del gas continúa dentro de las plantaspetro químicas en donde es sometido a diversostratamientos, los cuales eliminan los compuestos nohidrocarburos y se extraen licuables o líquidos deplanta. Esta nueva reducción en el volumen del gas esconcep 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 plantason agregados como petróleo crudo equivalente, entanto el gas seco obtenido a la salida de las plantas,se convierte a líquido con una equivalencia de 5.201millares de pies cúbicos de gas seco por barril de petróleocrudo. Este valor es el resultado de considerarequivalentes caloríficos de 5.591 millones de BTU porbarril de aceite crudo y 1,075 BTU por pie cúbico degas seco dulce. Por tanto, el factor mencionado es de192.27 barriles por millón de pies cúbicos, o su inversodado por el valor mencionado en principio.11

3Estimación de reservas de hidrocarburosal 1 de enero de 2011Las estrategias de explotación documentadas en losproyectos de inversión permiten la ejecución de actividadescomo la perforación y reparaciones de pozos,la implementación de sistemas artificiales de producción,la aplicación de procesos de recuperación secundariay mejorada, la optimización de instalacionessuperficiales, entre otras. Estas actividades modificanel comportamiento de los yacimientos existentes encada uno de los campos del país, que aunado a losresultados de la actividad exploratoria y la producciónde los pozos en explotación, contribuyen a lasvariaciones de los volúmenes de hidrocarburos queasociadas a las inversiones, a los costos de operacióny mantenimiento, así como a los precios de venta delos hidrocarburos generan la estimación de las reservasde hidrocarburos al 1 de enero de 2011.Es importante mencionar que la evaluación y clasificaciónde reservas utilizada por Pemex Exploracióny Producción están alineadas con las definiciones dela Securities and Exchange Commission (SEC) deEstados Unidos de América en lo referente a la estimaciónde reservas probadas y para las categoríasde reservas probables y posibles se emplearon loscriterios de la Society of Petroleum Engineers (SPE) ylos del World Petroleum Council (WPC), la AmericanAssociation of Petroleum Geologists (AAPG) y la Societyof Petroleum Evaluation Engineers (SPEE).La variación de las reservas de hidrocarburos duranteel año 2010 presentada en este capítulo se puedeexplicar, en primera instancia, desde una perspectivaglobal, mostrando la distribución de las reservas porcategoría de cada región productiva del país. Asimismo,para cada una de ellas se presenta su evoluciónhistórica durante los últimos años, así como, su composiciónpor tipo de fluido, calidad del aceite y origendel gas, es decir si es asociado o no asociado.Además de las estadísticas de reservas se describenlas trayectorias de los precios de aceite y gas y laevolución en la eficiencia en el manejo de gas y en larecuperación de líquidos. Estos aspectos son vitalespara el cálculo del gas que será entregado en plantas,y en la estimación del petróleo crudo equivalente.Con respecto al ámbito petrolero internacional en estecapítulo se presenta también la posición de nuestropaís en lo que se refiere a reservas probadas, tantode gas seco como para líquidos totales, éstos últimosincluyen aceite crudo, condensado y líquidosde planta.3.1 Precio de los hidrocarburosLos precios de hidrocarburos son un elemento importanteen la estimación del valor de las reservas dehidrocarburos o en la rentabilidad de los proyectosde inversión asociados a éstas, dado que generan losingresos al ser multiplicados por el perfil de producción.Asimismo, aunados a las inversiones de desarrolloy a los costos de operación y mantenimiento sedetermina el límite económico de las propuestas deexplotación en las diferentes categorías de reservas,es decir, se determina el punto donde se igualan losingresos y los egresos.La evolución histórica de los precios de la mezclamexicana de aceite crudo muestra un valor máximode aproximadamente 120 dólares por barril amediados de 2008, para posteriormente alcanzar su13

Estimación al 1 de enero de 2011140Aceite crudodólares por barril12010080604020012Gas húmedo amargodólares por miles de pies cúbicos1086420Ene Mar MayJul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov2008 2009 2010Figura 3.1 Evolución histórica de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo yde gas húmedo amargo.valor mínimo por alrededor de 33 dólares por barrila finales del mismo año. De ahí en adelante comenzóa incrementar su valor hasta llegar a más de los 80dólares por barril a finales del 2010. Para el caso delgas húmedo amargo su comportamiento es similara la mezcla mexicana de aceite en el 2008 al subirel precio a 11 dólares por cada mil pies cúbicos ydisminuir rápidamente a menos de 5 dólares. Sinembargo, en el año 2009 continúo decreciendo hastallegar a los 3 dólares por cada mil pies cúbicos, enel 2010 se ha mantenido relativamente estable conun valor promedio a los 4 dólares por cada mil piescúbicos. La variación de los precios de venta de lamezcla mexicana de aceite crudo y del gas húmedoamargo durante los tres últimos años se muestra enla figura 3.1.elementos se considera el manejo y distribución delgas en las instalaciones de las diferentes regiones quecomponen el sistema petrolero nacional y se aplicanen cada periodo de análisis. Cualquier modificaciónen los sistemas de recolección y transporte que afectela eficiencia del manejo y distribución del gas en latrayectoria pozo-complejo procesador de gas, incidiráde manera directa en el valor final del volumen depetróleo crudo equivalente. Es importante mencionarque el gas seco en su equivalente a líquido se obtieneal relacionar el contenido calorífico del gas seco, ennuestro caso, el gas residual promedio de los complejosprocesadores de gas (CPG) Ciudad Pemex, Cactusy Nuevo Pemex, con el contenido calorífico del aceitecrudo tipo Maya; el resultado es una equivalenciaque normalmente se expresa en barriles de aceitepor millón de pies cúbicos de gas seco.3.2 Petróleo crudo equivalenteEl petróleo crudo equivalente se compone de aceitecrudo, condensados, líquidos de planta, y el gas secotransformado a líquido. Para la estimación de estosDado que la forma de representar el inventario detodos los hidrocarburos es el petróleo crudo equivalente,en este capítulo se muestran los valoresde las reservas en petróleo crudo equivalente y loselementos que lo integran.14

Las reservas de hidrocarburos de México3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones demanejo y transporte de PEPEl gas natural se transporta desde las baterías deseparación, si es gas asociado, o desde el pozo, sies gas no asociado, hasta los complejos procesadoresde gas cuando se trata de gas húmedo y/o sicontiene impurezas, tales como azufre o nitrógeno.El gas seco dulce se distribuye directamente para sucomercialización.En algunas instalaciones, una fracción del gas de lospozos se utiliza como combustible para la compresióndel mismo gas producido, en otras, una fraccióndel gas es utilizado para reinyectarlo al yacimiento opara utilizarlo en sistemas artificiales de produccióncomo el bombeo neumático, a esta fracción del gasse le denomina autoconsumo. En otra circunstancia,puede ocurrir también que no existan instalacionessuperficiales o éstas sean insuficientes para el manejoy transporte del gas asociado, consecuentemente elgas producido o parte del mismo se podría enviar a laatmósfera, reduciéndose entonces el volumen del gasque se envía a los complejos procesadores, o directamentea comercialización. También ocurre la quemade gas producido en aquellos campos con producciónmarginal o intermitente de aceite, debido a los bajosvolúmenes de hidrocarburos producidos.Por otra parte, el gas enviado a los complejos procesadoresexperimenta cambios de temperatura, presióny volumen en su trayecto a los mismos, dando origen1.0Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem)0.90.80.70.60.50.40.30.21.1Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt)1.00.90.80.70.60.58070Factor de recuperación de condensados (frc)barriles por millón de pies cúbicos6050403020100EneMarMay Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov2008 2009 2010Marina Noreste Marina Suroeste Norte SurFigura 3.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados, por región, del sistema petrolero nacional.15

Estimación al 1 de enero de 2011a la condensación de líquidos dentro de los ductosy disminuyendo por ende su volumen. El gas resultantede esta tercera reducción potencial, despuésdel autoconsumo y el envío a la atmósfera, es el queefectivamente se entrega en las plantas. Además, loslíquidos obtenidos del gas natural durante su transporte,conocidos como condensados, se entregantambién en los complejos procesadores de gas.Estas reducciones en el manejo y transporte de gasa los complejos procesadores se expresan cuantitativamentemediante dos factores. El primero sedenomina factor de encogimiento por eficiencia enel manejo, feem, el cual considera el envío de gas ala atmósfera y el autoconsumo. El otro es el factor deencogimiento por licuables en el transporte, felt, querepresenta la disminución del volumen de gas por sucondensación en los ductos. Finalmente, se tiene elfactor de recuperación de líquidos en el transporte,frc, relaciona al condensado obtenido con el gasenviado a planta.Los factores de encogimiento y recuperación decondensados del gas natural se calculan mensualmenteutilizando la información a nivel campo delas regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Sur yNorte. Se considera también la regionalización de laproducción de gas y condensado que se envía a másde un complejo procesador de gas.La evolución del aprovechamiento del gas natural enlos tres últimos años se muestra en la figura 3.2 pormedio del factor de encogimiento por eficiencia en elmanejo, feem. Así, para las regiones Marina Noreste,Marina Suroeste, Norte y Sur el comportamiento deeste factor se mantiene sin variaciones importantesdebido a un programa de mantenimiento de módulosde compresión que permite tener continuidad operativade los mismos. Sin embargo, en la Región MarinaNoreste se tiene un incremento en este factor en elprimer semestre de 2010 ocasionado por la disminuciónde la producción de gas de la zona de transicióny por ende una reducción en la quema del mismo.En lo que respecta al factor de encogimiento porlicuables, felt, las regiones Norte y Sur no se presentanvariaciones importantes en su comportamientodurante los últimos tres años. En la Región MarinaNoreste se tienen pequeñas variaciones en formamensual, pero en promedio anual se mantienen en lamisma proporción. Para la Región Marina Suroeste setiene un ligero decremento en el año 2010 ocasionadopor la redistribución de las corrientes de gas, comose observa también en la figura 3.2.El factor de recuperación de condensados, frc, enla Región Norte se mantiene constante durante elaño 2010 alcanzando valores similares al 2008, sinembargo, con relación al 2009 se tiene un ligero decremento.En la Región Sur prácticamente el factor derecuperación de condesados se mantiene constantedesde finales de 2008. En la caso de la Región MarinaNoreste, se siguen teniendo pequeñas fluctuacionesen el factor de recuperación de condensados a lolargo del periodo, pero el promedio anual mantieneun valor similar. La Región Marina Suroeste continúacon su decremento gradual que ha venido registrandodesde el 2008.3.2.2 Comportamiento del gas en los complejosprocesadoresLos complejos procesadores que reciben el gaspro ducido por Pemex Exploración y Producción enlas cuatro regiones que lo componen, pertenecen aPe mex Gas y Petroquímica Básica y se denominanAren que, Burgos, Cactus, Ciudad Pemex, La Venta,Ma tapionche, Nuevo Pemex, Poza Rica y Reynosa.El gas recibido en estas plantas se somete a procesosde endulzamiento si el gas es amargo o si estácontaminado por algún gas no hidrocarburo; posteriormente,se le aplican procesos de absorción ycriogénicos cuando se trata de gas húmedo. De estosprocesos se obtienen tanto los líquidos de planta,los cuales son hidrocarburos licuados, como el gasseco también llamado residual. Las reducciones del16

Las reservas de hidrocarburos de Méxicogas en estos procesos se expresan cuantitativamentemediante dos factores, el factor de encogimiento porimpurezas, fei, que considera el efecto de retirar loscompuestos que no son hidrocarburos del gas, y elfactor de encogimiento por licuables en planta, felp,que contempla el efecto de la separación de los hidrocarburoslicuables del gas húmedo. De esta forma,los líquidos obtenidos se relacionan al gas húmedomediante el factor de recuperación de líquidos enplanta, frlp.importantes con respecto al valor inicial de 2010, sinembargo, los CPG Nuevo Pemex y Ciudad Pemex continúantrabajando por debajo del 95.0 por ciento deeficiencia, es decir, continúan procesando gas amargocon alto contenido de impurezas. El comportamientodel factor de encogimiento por licuables se mantieneestable en todos los complejos procesadores, comose observa en la figura 3.3, el CPG Reynosa continúafuera de operación por mantenimiento desde abrilde 2009.El comportamiento de estos factores se actualiza mensualmentecon la información de operación de cadauno de los complejos procesadores mencionadosanteriormente, como se muestra en la figura 3.3. Elfactor de encogimiento por impurezas en los complejosprocesadores de gas no presenta variacionesEn lo referente al factor de recuperación de líquidos enplanta, la mayor variabilidad se tenía en el CPG PozaRica, sin embargo, en el año 2010 se ha mantenidomás estable. Los complejos procesadores restantesmuestran pequeñas diferencias en 2010, como sepresenta en la parte inferior de la misma figura.0.99Factor de encogimiento por impurezas (fei)0.980.970.960.950.940.930.920.910.901.00Factor de encogimiento por licuables en planta (felp)0.950.900.850.800.750.700.650.600.55Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp)barriles por millón de pies cúbicos140120100806040200EneMarMay Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov2008 2009 2010Arenque Burgos CactusCd. Pemex La VentaMatapioncheNuevo Pemex Poza RicaReynosaFigura 3.3 Factores de encogimiento y recuperación de líquidos en los centros procesadores de gas en donde seentrega el gas natural de los yacimientos del país.17

Estimación al 1 de enero de 2011mmmbpce15.028.814.343.1Al 1 de enero de 2011 las reservas totales del país,también denominadas 3P, ascienden a 43,073.6 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente,correspondientes al 32.0 por ciento de reservasprobadas, 34.9 por ciento de reservas probablesy 33.1 por ciento de reservas posibles. En la figura3.4 se muestra la integración de las reservasen sus diferentes categorías.13.8Probadas Probables 2P PosiblesFigura 3.4 Integración por categoría de las reservas remanentesde petróleo crudo equivalente del país.3.3 Reservas remanentes totales3PEn el cuadro 3.1 se muestra la distribución portipo de fluido de las reservas totales de petróleocrudo equivalente para el 2011, donde a nivelnacional tenemos que el aceite crudo contribuyecon 70.9 por ciento, el condensado con 0.7por ciento, líquidos de planta 8.3 por ciento y elrestante 20.1 por ciento para el gas seco equivalentea líquido. Asimismo, este cuadro muestra la distribuciónregional de las reservas totales de petróleo crudoequivalente, donde la Región Norte contribuye conCuadro 3.1 Distribución histórica de las reservas remanentes totales por fluido y región.Reserva remanente de hidrocarburosReserva remanente de gasAceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas secode planta equivalenteen plantaAño Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 31,211.6 879.0 3,574.7 8,817.4 44,482.7 61,358.5 54,288.1 45,858.8Marina Noreste 11,936.8 616.4 283.5 521.0 13,357.7 5,382.7 3,384.8 2,709.7Marina Suroeste 2,927.8 147.3 422.3 1,262.5 4,759.9 8,269.3 7,602.0 6,566.2Norte 12,546.0 19.4 1,970.5 5,613.0 20,149.0 37,546.1 33,741.6 29,193.0Sur 3,801.0 95.8 898.4 1,420.9 6,216.1 10,160.4 9,559.6 7,389.92009 Total 30,929.8 561.7 3,491.3 8,579.7 43,562.6 60,374.3 53,382.5 44,622.7Marina Noreste 11,656.6 368.9 256.6 503.7 12,785.9 4,892.9 3,317.0 2,619.7Marina Suroeste 3,217.4 84.5 509.7 1,377.8 5,189.4 9,571.8 8,566.0 7,165.8Norte 12,402.9 19.1 1,918.2 5,384.6 19,724.8 36,503.1 32,614.5 28,005.0Sur 3,652.9 89.2 806.8 1,313.6 5,862.5 9,406.5 8,885.0 6,832.12010 Total 30,497.3 417.3 3,563.1 8,597.0 43,074.7 61,236.0 54,083.8 44,712.2Marina Noreste 11,123.6 248.1 243.1 482.5 12,097.2 4,539.6 3,234.8 2,509.3Marina Suroeste 3,551.4 71.1 673.2 1,715.1 6,010.8 12,226.9 10,885.1 8,920.0Norte 12,083.1 22.9 1,883.4 5,153.0 19,142.4 35,323.6 31,310.8 26,800.2Sur 3,739.1 75.1 763.5 1,246.4 5,824.3 9,145.9 8,653.1 6,482.62011 Total 30,559.8 294.1 3,573.3 8,646.5 43,073.6 61,274.9 54,370.8 44,969.6Marina Noreste 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3 4,757.1 3,460.0 2,730.6Marina Suroeste 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7 13,248.0 11,914.4 9,754.5Norte 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6 34,632.0 30,907.3 26,460.5Sur 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9 8,637.8 8,089.2 6,024.118

Las reservas de hidrocarburos de México43.8 por ciento, la Región Marina Noreste con 28.0por ciento, la Región Sur 13.4 por ciento y la RegiónMarina Suroeste con 14.8 por ciento.Las reservas totales de aceite crudo al 1 de enero de2011, ascienden a 30,559.8 millones de barriles y lasreservas totales de gas natural a 61,274.9 miles demillones de pies cúbicos. Además, las reservas totalesde gas a entregar en planta equivalen a 54,370.8miles de millones de pies cúbicos. En el cuadro 3.1,además de presentar esta información, se muestrasu evolución histórica.De acuerdo a su densidad el aceite crudo se clasificaen aceite pesado que participa con el 51.6 por ciento,en aceite ligero con 34.5 por ciento y el aceitesuperligero con 13.9 por ciento, como se muestra enel cuadro 3.2. La mayor concentración de reservastotales de aceite pesado se encuentra en la RegiónMarina Noreste con 70.3 por ciento del total nacional,mientras que la Región Norte contiene el mayor porcentajede aceite ligero con 62.3 por ciento, el aceitesuperligero se encuentra distribuido en las regionesMarina Suroeste, Norte y Sur con 29.3, 39.7 y 31.0por ciento, respectivamente.Las reservas de gas natural se clasifican en gas asociadoque proviene de los yacimientos de aceite queaportan la mayor cantidad de reservas con 70.7 porciento del total, y de gas no asociado, obtenido delos yacimientos de gas y condensado, gas húmedoy gas seco contribuyendo con el 29.3 restante. DeCuadro 3.2 Clasificación de las reservas totales, o 3P, de aceite crudo y gas natural.AceiteGas naturalPesado Ligero Superligero Asociado No asociadoG y C* Gas húmedo Gas seco TotalAño Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 17,175.7 11,166.1 2,869.9 46,067.0 4,157.2 5,922.3 5,212.1 15,291.6Marina Noreste 11,900.3 36.5 0.0 5,325.0 0.0 0.0 57.8 57.8Marina Suroeste 740.0 1,692.5 495.3 3,163.0 1,734.3 2,010.6 1,361.4 5,106.3Norte 4,211.9 6,824.6 1,509.5 30,594.1 88.8 3,795.9 3,067.4 6,952.0Sur 323.5 2,612.5 865.0 6,984.9 2,334.1 115.8 725.6 3,175.52009 Total 16,836.2 10,948.1 3,145.5 44,710.0 5,052.5 5,545.8 5,065.9 15,664.3Marina Noreste 11,569.1 87.6 0.0 4,835.1 0.0 0.0 57.8 57.8Marina Suroeste 739.9 1,793.1 684.4 3,232.9 2,968.5 2,010.7 1,359.7 6,338.9Norte 4,177.0 6,740.3 1,485.5 29,883.7 87.4 3,413.3 3,118.7 6,619.4Sur 350.1 2,327.1 975.6 6,758.4 1,996.6 121.8 529.7 2,648.22010 Total 15,997.9 10,763.2 3,736.2 44,046.7 7,351.1 5,281.9 4,556.4 17,189.4Marina Noreste 10,989.5 134.1 0.0 4,481.8 0.0 0.0 57.8 57.8Marina Suroeste 740.0 1,778.0 1,033.5 3,262.6 5,482.2 2,123.3 1,358.8 8,964.3Norte 3,932.7 6,500.8 1,649.7 29,498.7 64.2 3,067.6 2,693.2 5,825.0Sur 335.8 2,350.3 1,053.0 6,803.6 1,804.7 91.0 446.7 2,342.32011 Total 15,781.0 10,534.2 4,244.5 43,294.9 8,924.5 4,735.2 4,320.3 17,980.0Marina Noreste 11,095.6 74.7 0.0 4,699.3 0.0 0.0 57.8 57.8Marina Suroeste 701.7 1,770.4 1,242.4 2,933.1 7,266.6 1,687.6 1,360.8 10,315.0Norte 3,663.9 6,565.2 1,686.7 28,962.7 180.9 2,973.2 2,515.2 5,669.3Sur 319.8 2,123.8 1,315.4 6,699.8 1,477.0 74.4 386.6 1,937.9* G y C: yacimientos de gas y condensado19

Estimación al 1 de enero de 2011mmmbpce44.543.643.11.3 0.3-0.2 -1.443.12008 2009 2010 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción 2011Figura 3.5 Evolución histórica de las reservas totales de petróleo crudo equivalente del país.los 43,294.9 miles de millones de pies cúbicos de reservastotales de gas asociado, la mayor cantidad seubica en los yacimientos de aceite de la Región Nortecon 66.9 por ciento. En lo que respecta a las reservasde gas no asociado de 17,980.0 miles de millones depies cúbicos, el 57.4 por ciento se concentra en la RegiónMarina Suroeste, principalmente en yacimientosde gas y condensado, cuadro 3.2.La figura 3.5 muestra la evolución de las reservastotales de petróleo crudo equivalente del país en losúltimos tres años, así como, los principales elementosque generan variaciones en el valor de las reservasen el último año. Podemos observar que aún cuandola producción fue 1,384.1 millones de barriles de petróleocrudo equivalente durante 2010, las reservastotales de petróleo crudo equivalente al 1 de enerode 2011 se mantuvieron en un valor similar al delaño pasado, mostrando una diferencia de tan sólo1.1 millones de barriles de petróleo. Para compensarla producción de 2010 las adiciones por exploraciónincluyendo delimitación aportaron 1,293.8 millones debarriles de petróleo crudo equivalente, las revisionesincrementaron 304.0 millones de barriles de petróleocrudo equivalente y el desarrollo generó decrementospor 214.8 millones de barriles de petróleo crudoequivalente, que finalmente permitieron alcanzar unatasa de restitución integrada 3P de 99.9 por ciento.Es importante mencionar que la incorporación poryacimientos nuevos alcanzo un valor de reservastotales de 1,437.8 millones de barriles de petróleocrudo equivalente restituyendo más del 100 por cientola producción de 2010.Por otro lado, la relación reserva-producción que resultade dividir la reserva al 1 de enero de 2011 entrela producción del año 2010, es de 31.1 años considerandolas reservas totales o 3P de petróleo crudoequivalente. Para el agregado de reservas probadasmás probables (2P) de 20.8 años y para las reservasprobadas de 10.0 años. Este indicador supone producciónconstante, es decir, sin declinación, preciosde hidrocarburos y costos de operación y transporteconstantes y sin incorporación de reservas por exploracióny desarrollo en el futuro.3.3.1 Reservas remanentes probadasLas reservas probadas del país al 1 de enero de 2011reportan 13,796.0 millones de barriles de petróleocrudo equivalente. En términos regionales, la RegiónMarina Noreste aporta el 45.5 por ciento, la Región Surcon 29.0 por ciento, le sigue la Región Marina Suroestecon 15.1 por ciento y finalmente la Región Nortecon el restante 10.4 por ciento, cuadro 3.3. Asimismo,se muestran las reservas probadas por tipo de fluido,donde el aceite crudo representa el 73.7 por ciento,el gas seco equivalente a líquido el 17.4 por ciento,mientras que los líquidos de planta y condensadosalcanzan el 7.5 y 1.4 por ciento, respectivamente. Aligual que en años anteriores, las reservas probadas20

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoCuadro 3.3 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas por fluido y región.Reserva remanente de hidrocarburosReserva remanente de gasAceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas secode planta equivalenteen plantaAño Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 10,501.2 559.6 1,125.7 2,530.7 14,717.2 18,076.7 15,829.7 13,161.8Marina Noreste 6,052.8 407.5 200.7 363.6 7,024.6 3,635.6 2,369.3 1,891.2Marina Suroeste 994.9 61.2 176.7 397.3 1,630.1 2,787.4 2,478.7 2,066.4Norte 840.7 8.2 102.4 770.2 1,721.5 4,479.7 4,223.3 4,005.7Sur 2,612.8 82.8 645.9 999.5 4,341.1 7,174.0 6,758.5 5,198.52009 Total 10,404.2 378.4 1,082.9 2,442.3 14,307.7 17,649.5 15,475.2 12,702.0Marina Noreste 5,919.3 256.1 183.0 353.9 6,712.3 3,365.8 2,337.7 1,840.4Marina Suroeste 1,176.0 38.0 221.2 458.8 1,893.9 3,462.9 2,973.0 2,386.0Norte 828.7 8.0 105.5 710.1 1,652.4 4,218.7 3,922.4 3,693.3Sur 2,480.2 76.3 573.1 919.5 4,049.1 6,602.1 6,242.2 4,782.22010 Total 10,419.6 256.5 1,015.2 2,300.8 13,992.1 16,814.6 14,824.2 11,966.1Marina Noreste 6,091.0 155.6 157.4 307.9 6,711.8 2,872.7 2,071.3 1,601.5Marina Suroeste 1,169.8 29.8 225.9 466.4 1,891.8 3,593.7 3,079.4 2,425.6Norte 613.6 9.7 83.5 645.5 1,352.3 3,866.8 3,530.1 3,357.0Sur 2,545.3 61.4 548.4 881.0 4,036.1 6,481.3 6,143.5 4,582.02011 Total 10,161.0 198.1 1,034.6 2,402.3 13,796.0 17,316.3 15,388.8 12,494.2Marina Noreste 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4 3,083.2 2,271.0 1,787.2Marina Suroeste 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3 4,063.6 3,557.0 2,843.9Norte 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8 3,941.0 3,700.5 3,518.1Sur 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5 6,228.6 5,860.3 4,344.9de hidrocarburos se evaluaron de acuerdo a los criteriosy definiciones de la Securities and ExchangeCommission (SEC) de los Estados Unidos.Al 1 de enero de 2011 las reservas probadas de aceitecrudo del país asciende a 10,161.0 millones de barriles,mientras que las reservas probadas de gas naturaldel país alcanzan 17,316.3 miles de millones de piescúbicos. Las reservas de gas a entregar en planta seubicaron en 15,388.8 miles de millones de pies cúbicosy las reservas probadas de gas seco ascienden a12,494.2 miles de millones de pies cúbicos, como seobserva en el cuadro 3.3.El cuadro 3.4 muestra las reservas probadas de aceitecrudo, clasificadas de acuerdo a su densidad comoaceite pesado, ligero y superligero. En el mismo cuadrose observan las reservas de gas natural clasificadasde acuerdo con su asociación con el aceite comogas asociado y no asociado. Así, las reservas de aceitepesado contribuyen con el 60.5 por ciento, el aceiteligero aporta el 28.9 por ciento y el superligero con10.6 por ciento del total nacional. La Región MarinaNoreste contiene la mayor cantidad de las reservasprobadas de aceite pesado con 91.6 por ciento deltotal, de igual manera la Región Sur tiene 59.3 porciento de las reservas de aceite ligero y el 68.3 porciento de las reservas de aceite superligero.Asimismo, el cuadro 3.4 presenta la clasificación delgas natural con su asociación con el aceite, las reservasde gas asociado representan 62.4 por ciento del total,en tanto que las reservas de gas no asociado alcanzan37.6 por ciento. Las regiones con mayor aportación21

Estimación al 1 de enero de 2011Cuadro 3.4 Clasificación de las reservas probadas, o 1P, de aceite crudo y gas natural.AceiteGas naturalPesado Ligero Superligero Asociado No asociadoG y C* Gas húmedo Gas seco TotalAño Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 6,545.7 3,258.7 696.9 11,793.2 2,042.2 1,844.8 2,396.5 6,283.5Marina Noreste 6,016.3 36.5 0.0 3,622.1 0.0 0.0 13.4 13.4Marina Suroeste 120.9 669.4 204.6 1,385.0 886.0 308.5 207.9 1,402.5Norte 357.6 473.9 9.2 1,235.2 35.9 1,435.0 1,773.5 3,244.5Sur 50.9 2,078.8 483.1 5,550.9 1,120.2 101.3 401.6 1,623.12009 Total 6,381.4 3,237.6 785.2 11,473.1 2,335.7 1,734.5 2,106.1 6,176.4Marina Noreste 5,868.5 50.7 0.0 3,352.3 0.0 0.0 13.4 13.4Marina Suroeste 120.9 808.2 246.9 1,616.0 1,330.7 308.6 207.7 1,846.9Norte 342.4 468.5 17.8 1,282.0 34.9 1,319.3 1,582.5 2,936.7Sur 49.5 1,910.2 520.5 5,222.8 970.2 106.7 302.5 1,379.32010 Total 6,482.5 3,021.7 915.3 10,719.5 2,498.2 1,581.4 2,015.5 6,095.1Marina Noreste 6,039.2 51.8 0.0 2,858.3 0.0 0.0 14.4 14.4Marina Suroeste 113.2 766.4 290.1 1,618.1 1,529.5 308.6 137.4 1,975.6Norte 276.3 321.3 16.0 1,009.8 36.4 1,198.0 1,622.6 2,857.0Sur 53.8 1,882.2 609.2 5,233.3 932.3 74.7 241.0 1,248.02011 Total 6,150.5 2,938.3 1,072.2 10,806.6 2,920.1 1,700.3 1,889.2 6,509.6Marina Noreste 5,636.9 45.3 0.0 3,068.7 0.0 0.0 14.4 14.4Marina Suroeste 111.5 818.1 326.3 1,483.3 1,990.7 452.0 137.5 2,580.2Norte 314.0 331.1 13.4 1,093.9 113.4 1,188.9 1,544.8 2,847.1Sur 88.3 1,743.8 732.5 5,160.7 815.9 59.4 192.5 1,067.9* G y C: yacimientos de gas y condensadoen las reservas de gas asociado son la Sur y MarinaNoreste con una aportación de 47.8 y 28.4 por ciento,respectivamente. Asimismo, la mayor contribución delas reservas de gas no asociado se ubica en la RegiónNorte con 43.7 por ciento ubicadas principalmente enyacimientos de gas húmedo y seco. La Región MarinaSuroeste contribuye con 39.6 por ciento con yacimientosde gas y condensado.mmmbpce14.714.314.00.40.10.7-1.413.82008 2009 2010 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción 2011Figura 3.6 Evolución histórica de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente del país.22

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoEl comportamiento histórico de las reservas probadasde petróleo crudo equivalente del país y los elementosque componen la diferencia entre un año y otro semuestran en la figura 3.6. Durante 2010 las actividadesde exploración, delimitación, desarrollo y revisiónde campos aportaron 1,188.1 millones de barriles depetróleo crudo equivalente lo que permitió alcanzaruna tasa de restitución de reservas 1P del 85.8 porciento de la producción extraída en 2010 de 1,384.1millones de barriles de petróleo crudo equivalente,con esto, se tuvo un decremento de 196.1 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente de reservasprobadas con respecto al año anterior.Las reservas probadas de petróleo crudo equivalentese subdividen en probadas desarrolladas y probadasno desarrolladas. De esta forma, al 1 de enero de 2011las reservas desarrolladas aportan 67.6 por ciento deltotal nacional, y las no desarrolladas 32.4 por cientocomplementario, como se presenta en la figura 3.7.mmmbpce9.3Desarrolladas4.5No desarrolladas13.8ProbadasFigura 3.7 Clasificación de las reservas remanentesprobadas de petróleo crudo equivalente.de planta. En relación al gas seco, México escaló a laposición 35 en 2010. El cuadro 3.5 muestra las reservasprobadas de crudo y gas seco de los principalespaíses productores.3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladasEn el contexto internacional, México continúa ocupandoel décimo séptimo lugar en cuanto a reservasprobadas, incluyendo aceite, condensado y líquidosAl 1 de enero de 2011, las reservas probadas desarrolladasson 9,319.8 millones de barriles de petróleocrudo equivalente, siendo la Región Marina NoresteCuadro 3.5 Reservas probadas de crudo y gas seco de los principales países productores.Posición País Crudo a Posición País Gas secommbmmmpc1 Arabia Saudita 260,100 1 Rusia 1,680,0002 Venezuela 211,170 2 Irán 1,045,6703 Canadá 175,214 3 Qatar 895,8004 Irán 137,010 4 Arabia Saudita 275,2005 Irak 115,000 5 Turkmenistán 265,0006 Kuwait 101,500 6 Estados Unidos de América 244,6567 Emiratos Arabes Unidos 97,800 7 Emiratos Arabes Unidos 227,9008 Rusia 60,000 8 Nigeria 186,8809 Libia 46,420 9 Venezuela 178,86010 Nigeria 37,200 10 Argelia 159,00011 Kazajstán 30,000 11 Irak 111,94012 Qatar 25,380 12 Australia 110,00013 China 20,350 13 China 107,00014 Estados Unidos de América 19,121 14 Indonesia 106,00015 Brasil 12,857 15 Kazajstán 85,00016 Argelia 12,200 16 Malasia 83,00017 México 11,394 35 México 12,494Fuente: México, Pemex Exploración y Producción. Otros países, Oil & Gas Journal, December 6, 2010a. Incluye condensados y líquidos del gas natural23

Estimación al 1 de enero de 2011la de mayor volumen con 51.3 por ciento del total, lesigue la Región Sur con 30.1 por ciento y las regionesMarina Suroeste y Norte con el 18.6 por ciento, restante,como se muestra en el cuadro 3.6. Considerandoel tipo de fluido, las reservas probadas desarrolladasde aceite representan el 75.3 por ciento, el gas secoequivalente a líquido el 16.4 por ciento, mientras quelos líquidos de planta y condensados alcanzan el 6.9y 1.4 por ciento, respectivamente. Con relación alaño anterior las reservas probadas desarrolladas depetróleo crudo equivalente muestran un decrementode 3.2 por ciento. Asimismo, las actividades porexploración y delimitación (adiciones), desarrollos yrevisiones, sumaron 1,078.1 millones de barriles depetróleo crudo equivalente, que restituyeron el 77.9por ciento de la producción de 1,384.1 millones debarriles de petróleo crudo equivalente.Las reservas probadas desarrolladas de aceite al 1de enero de 2011 equivalen a 7,016.9 millones debarriles, donde las regiones Marina Noreste y Surcontienen la mayor cantidad con 61.0 y 25.8 porciento del total, respectivamente. Las reservas probadasdesarrolladas de gas natural al 1 de enero de2011 ascienden a 11,007.5 miles de millones de piescúbicos, la Región Sur contiene el 39.4 por ciento,la Región Norte el 25.1 por ciento y las regionesmarinas el 35.5 por ciento restante. Las reservas degas a entregar en planta alcanzaron 9,742.8 miles demillones de pies cúbicos y las reservas de gas secosuma 7,941.1 miles de millones de pies cúbicos, comose muestra en el cuadro 3.6.Con relación a la clasificación del aceite, las reservasprobadas desarrolladas de aceite pesado participanCuadro 3.6 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas desarrolladas por fluido y región.Reserva remanente de hidrocarburosReserva remanente de gasAceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas secode planta equivalenteen plantaAño Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 7,450.3 319.7 665.8 1,569.5 10,005.3 11,027.8 9,735.6 8,162.9Marina Noreste 4,773.3 238.9 130.2 234.2 5,376.7 2,245.3 1,528.2 1,218.1Marina Suroeste 533.1 30.8 88.5 165.2 817.8 1,227.5 1,065.1 859.4Norte 303.1 6.2 44.8 540.3 894.4 3,058.1 2,898.5 2,809.8Sur 1,840.7 43.7 402.3 629.8 2,916.5 4,497.0 4,243.8 3,275.62009 Total 7,638.3 297.8 682.4 1,577.8 10,196.3 11,450.0 9,954.5 8,206.1Marina Noreste 4,837.5 229.2 164.3 315.4 5,546.4 2,892.0 2,087.0 1,640.5Marina Suroeste 673.7 20.4 112.2 198.5 1,004.8 1,604.6 1,330.6 1,032.4Norte 407.8 6.0 60.3 494.9 969.0 2,890.5 2,701.4 2,573.9Sur 1,719.4 42.2 345.6 569.0 2,676.1 4,062.8 3,835.6 2,959.32010 Total 7,364.2 189.8 613.3 1,458.5 9,625.9 10,629.0 9,315.3 7,585.7Marina Noreste 4,658.6 130.9 128.8 249.8 5,168.1 2,301.9 1,683.8 1,299.3Marina Suroeste 647.8 16.7 108.0 197.5 970.0 1,614.5 1,345.9 1,027.3Norte 275.0 7.8 42.9 461.5 787.1 2,683.9 2,482.8 2,400.2Sur 1,782.9 34.4 333.6 549.7 2,700.7 4,028.7 3,802.8 2,858.92011 Total 7,016.9 131.5 644.6 1,526.9 9,319.8 11,007.5 9,742.8 7,941.1Marina Noreste 4,281.5 64.0 146.2 289.2 4,780.8 2,541.7 1,914.8 1,504.3Marina Suroeste 604.8 10.0 90.7 169.5 875.0 1,362.4 1,140.0 881.7Norte 318.1 8.1 47.1 483.0 856.3 2,765.1 2,601.7 2,511.9Sur 1,812.5 49.4 360.7 585.1 2,807.7 4,338.4 4,086.3 3,043.124

Las reservas de hidrocarburos de Méxicocon el 63.8 por ciento del total nacional, las reservasprobadas desarrolladas de aceite ligero engloban el27.3 por ciento y las reservas probadas desarrolladasde aceite superligero cuantifican el 8.9 por ciento. LaRegión Marina Noreste contribuye con 95.3 por cientodel aceite pesado, la Región Sur tiene 64.2 por cientodel aceite ligero y 86.7 por ciento del aceite superligero.En el cuadro 3.7 se presenta la clasificación delas reservas probadas desarrolladas de aceite crudode acuerdo a su densidad.La clasificación de las reservas probadas desarrolladasde gas natural por su asociación con el aceitecrudo en el yacimiento se muestra en el cuadro 3.7.Así, al 1 de enero de 2011 las reservas probadas desarrolladasde gas asociado aportan el 67.3 por cientodel gas natural, en tanto que las reservas probadasdesarrolladas de gas no asociado cuantifican el 32.7por ciento. La mayor parte de las reservas probadasdesarrolladas de gas asociado se ubican en la RegiónSur y en la Región Marina Noreste, con 45.1 y 34.3por ciento, respectivamente.En lo referente a las reservas probadas desarrolladasde gas no asociado, principalmente, los yacimientosde gas seco y gas húmedo de la Región Norte aportan62.9 por ciento del total nacional. La Región Surpor su parte aporta 27.7 por ciento, la mayor parteproveniente de yacimientos de gas y condensado, yel porcentaje restante de estas reservas lo explica laRegión Marina Suroeste con 9.5 por ciento relacionadocon yacimientos de gas y condensado.Cuadro 3.7 Clasificación de las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo y gas natural.AceiteGas naturalPesado Ligero Superligero Asociado No asociadoG y C* Gas húmedo Gas seco TotalAño Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 4,909.8 2,095.6 444.9 6,745.4 1,310.7 1,152.3 1,819.5 4,282.4Marina Noreste 4,749.6 23.7 0.0 2,245.3 0.0 0.0 0.0 0.0Marina Suroeste 0.0 437.3 95.8 956.5 271.0 0.0 0.0 271.0Norte 132.1 170.5 0.5 458.4 10.6 1,053.6 1,535.5 2,599.7Sur 28.2 1,464.0 348.6 3,085.2 1,029.1 98.7 284.0 1,411.82009 Total 5,046.5 2,064.8 527.0 7,720.4 1,173.1 1,070.2 1,486.3 3,729.6Marina Noreste 4,820.8 16.7 0.0 2,892.0 0.0 0.0 0.0 0.0Marina Suroeste 0.0 527.8 145.8 1,218.6 386.0 0.0 0.0 386.0Norte 208.2 196.7 3.0 681.1 10.7 967.8 1,230.9 2,209.4Sur 17.6 1,323.5 378.2 2,928.6 776.4 102.4 255.4 1,134.22010 Total 4,814.3 1,986.5 563.4 6,841.1 1,255.8 1,011.9 1,520.2 3,787.9Marina Noreste 4,645.2 13.4 0.0 2,301.9 0.0 0.0 0.0 0.0Marina Suroeste 0.0 523.6 124.2 1,161.7 452.8 0.0 0.0 452.8Norte 144.4 130.5 0.0 439.1 0.0 941.4 1,303.4 2,244.9Sur 24.7 1,319.0 439.2 2,938.5 803.0 70.4 216.8 1,090.22011 Total 4,476.3 1,917.7 622.9 7,408.1 1,220.3 936.7 1,442.4 3,599.4Marina Noreste 4,265.2 16.3 0.0 2,541.7 0.0 0.0 0.0 0.0Marina Suroeste 0.0 527.1 77.7 1,021.3 341.1 0.0 0.0 341.1Norte 169.8 143.3 5.1 502.3 107.7 880.7 1,274.3 2,262.7Sur 41.3 1,231.0 540.1 3,342.8 771.5 56.0 168.1 995.6* G y C: yacimientos de gas y condensado25

Estimación al 1 de enero de 20113.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladasLas reservas probadas no desarrolladas de petróleocrudo equivalente al 1 de enero de 2011 reportan4,476.2 millones de barriles, donde la Región MarinaNoreste contribuye con 33.6 por ciento del total, laRegión Sur con 26.7 por ciento, le sigue la RegiónMarina Suroeste con 26.8 por ciento y finalmente laRegión Norte con 12.9 por ciento, como se muestraen el cuadro 3.8.De acuerdo con el tipo de fluido, las reservas probadasno desarrolladas de aceite explican el 70.2 porciento, las de gas seco equivalente a líquido el 19.6por ciento, las de líquidos de planta el 8.7 por cientoy las de condensado complementan el total con 1.5por ciento. De esta forma, con relación al año anteriorlas reservas probadas no desarrolladas de petróleocrudo equivalente al 1 de enero de 2011 muestran unincremento de 2.5 por ciento.Respecto a las reservas probadas no desarrolladasde aceite 1 de enero de 2011 se estiman 3,144.1millones de barriles. Las regiones Marinas Norestey Suroeste aportan el 65.3 por ciento y las regionesNorte y Sur el 34.7 por ciento del total. Para el gasnatural las reservas probadas no desarrolladas al 1de enero de 2011 suman 6,308.7 miles de millones depies cúbicos, como se observa en el cuadro 3.8. LaRegión Marina Suroeste contiene el mayor volumende reservas con 42.8 por ciento del total, ocasionadoprincipalmente por la incorporación y reclasificaciónde reservas. Las reservas probadas no desarrolladasde gas a entregar en planta asciende a 5,646.0 milesCuadro 3.8 Distribución histórica de las reservas probadas no desarrolladas por fluido y región.Reserva remanente de hidrocarburosReserva remanente de gasAceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas secode planta equivalenteen plantaAño Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 3,050.9 239.9 459.9 961.2 4,711.9 7,048.9 6,094.1 4,998.9Marina Noreste 1,279.5 168.5 70.5 129.4 1,647.9 1,390.2 841.1 673.1Marina Suroeste 461.8 30.3 88.2 232.1 812.3 1,560.0 1,413.5 1,207.0Norte 537.6 2.0 57.6 229.9 827.1 1,421.6 1,324.8 1,195.9Sur 772.1 39.1 243.6 369.7 1,424.5 2,677.1 2,514.7 1,922.92009 Total 2,765.9 80.6 400.5 864.4 4,111.4 6,199.5 5,520.7 4,495.9Marina Noreste 1,081.8 26.9 18.7 38.4 1,165.8 473.7 250.7 199.9Marina Suroeste 502.3 17.5 109.1 260.3 889.2 1,858.2 1,642.4 1,353.6Norte 420.9 2.0 45.2 215.2 683.4 1,328.2 1,221.0 1,119.4Sur 760.9 34.1 227.5 350.5 1,373.0 2,539.3 2,406.6 1,822.92010 Total 3,055.4 66.7 401.9 842.2 4,366.2 6,185.5 5,508.9 4,380.5Marina Noreste 1,432.4 24.6 28.5 58.1 1,543.7 570.8 387.4 302.2Marina Suroeste 522.0 13.1 117.9 268.9 921.8 1,979.3 1,733.5 1,398.3Norte 338.6 2.0 40.7 184.0 565.2 1,182.9 1,047.3 956.8Sur 762.4 27.0 214.8 331.3 1,335.5 2,452.6 2,340.6 1,723.12011 Total 3,144.1 66.6 390.0 875.4 4,476.2 6,308.7 5,646.0 4,553.1Marina Noreste 1,400.7 21.4 26.1 54.4 1,502.6 541.5 356.2 282.9Marina Suroeste 651.0 12.2 160.8 377.3 1,201.4 2,701.2 2,417.0 1,962.2Norte 340.3 3.0 42.7 193.5 579.5 1,175.9 1,098.8 1,006.2Sur 752.1 30.0 160.4 250.3 1,192.8 1,890.2 1,774.0 1,301.826

Las reservas de hidrocarburos de Méxicode millones de pies cúbicos y las de gas seco suman4,553.1 miles de millones de pies cúbicos. La RegiónMarina Suroeste contiene los volúmenes más altosde reservas en estas dos clasificaciones.Para la clasificación de reservas probadas no desarrolladasde aceite pesado la Región Marina Norestecontiene la mayor proporción al contabilizar el 81.9por ciento del total, las regiones restantes contribuyencon el 18.1 por ciento. Con respecto a lasreservas probadas no desarrolladas de aceite ligerolas regiones Sur y Marina Suroeste presentan el 50.2y 28.5 por ciento, respectivamente. Asimismo, paralas reservas probadas no desarrolladas de aceite superligerola Región Sur concentra 42.8 por ciento yla Marina Suroeste 55.3 por ciento. En el cuadro 3.9se presenta la clasificación de las reservas probadasno desarrolladas de aceite crudo de acuerdo a sudensidad.De igual manera, par las reservas probadas no desarrolladasde gas natural clasificadas por su asociacióncon el aceite crudo se muestran en el cuadro 3.9.Así, al 1 de enero de 2011, las reservas probadas nodesarrolladas de gas asociado contribuyen con 53.9por ciento y las reservas de gas no asociado con 46.1por ciento. Para la primera clasificación, la Región Surparticipa con el 53.5 por ciento y las regiones restantesen una proporción de más menos 15.0 por ciento cadauna. Para la segunda clasificación, es decir, en términosde gas no asociado, la Región Marina Suroesteconcentra el 76.9 por ciento en sus yacimientos deCuadro 3.9 Clasificación de las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo y gas natural.AceiteGas naturalPesado Ligero Superligero Asociado No asociadoG y C* Gas húmedo Gas seco TotalAño Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 1,635.9 1,163.1 252.0 5,047.8 731.5 692.5 577.0 2,001.0Marina Noreste 1,266.7 12.8 0.0 1,376.8 0.0 0.0 13.4 13.4Marina Suroeste 120.9 232.1 108.8 428.5 615.0 308.5 207.9 1,131.5Norte 225.5 303.4 8.7 776.8 25.3 381.5 238.1 644.8Sur 22.7 614.9 134.5 2,465.7 91.1 2.6 117.6 211.32009 Total 1,334.8 1,172.8 258.2 3,752.7 1,162.7 664.3 619.8 2,446.8Marina Noreste 1,047.7 34.1 0.0 460.3 0.0 0.0 13.4 13.4Marina Suroeste 120.9 280.3 101.0 397.3 944.7 308.6 207.7 1,460.9Norte 134.2 271.8 14.9 600.9 24.2 351.4 351.6 727.3Sur 32.0 586.6 142.3 2,294.2 193.8 4.3 47.1 245.22010 Total 1,668.2 1,035.2 352.0 3,878.4 1,242.4 569.5 495.3 2,307.2Marina Noreste 1,394.0 38.4 0.0 556.4 0.0 0.0 14.4 14.4Marina Suroeste 113.2 242.8 165.9 456.5 1,076.7 308.6 137.4 1,522.8Norte 131.9 190.7 16.0 570.7 36.4 256.6 319.2 612.2Sur 29.1 563.2 170.0 2,294.8 129.3 4.3 24.3 157.82011 Total 1,674.2 1,020.6 449.3 3,398.5 1,699.8 763.6 446.8 2,910.2Marina Noreste 1,371.6 29.1 0.0 527.1 0.0 0.0 14.4 14.4Marina Suroeste 111.5 291.0 248.6 462.1 1,649.6 452.0 137.5 2,239.1Norte 144.2 187.8 8.3 591.5 5.7 308.2 270.5 584.4Sur 46.9 512.8 192.4 1,817.9 44.5 3.4 24.4 72.3* G y C: yacimientos de gas y condensado27

Estimación al 1 de enero de 2011gas y condensado y la Región Norte el 20.1 por cientoen sus yacimientos de gas seco y húmedo.3.3.2. Reservas probablesAl 1 de enero de 2011 las reservas probables son15,013.1 millones de barriles de petróleo crudoequivalente. El cuadro 3.10 muestra la distribuciónregional y por tipo de fluido de esta reserva, la cualse conforma en 71.5 por ciento por aceite, 19.8 porciento por el equivalente a líquido del gas seco, 8.3por ciento son líquidos de planta y 0.4 por ciento escondensado. A nivel regional, la Región Norte aporta60.3 por ciento, la Región Marina Noreste 20.5 porciento, la Región Sur 7.8 por ciento y la Región MarinaSuroeste 11.4 por ciento.Las reservas probables de aceite al 1 de enero de2011 son 10,736.4 millones de barriles y las reservasprobables de gas natural ascienden a 20,905.4 milesde millones de pies cúbicos. Las reservas probablesde gas a entregar en planta son 18,627.2 miles demillones de pies cúbicos, de las cuales 71.5 por cientose encuentran en la Región Norte. Las reservas probablesde gas seco suman 15,497.7 miles de millonesde pies cúbicos, correspondiendo a la Región Norteel 72.5 por ciento de estas reservas. La evoluciónhistórica de reservas probables de aceite y gas naturaldel país se presenta en el cuadro 3.10.De acuerdo a la clasificación de las reservas de aceite,las de aceite pesado aportan 48.8 por ciento del totalnacional, mientras que las reservas de aceite ligero36.2 por ciento y las reservas de aceite superligeroCuadro 3.10 Distribución histórica de las reservas probables por fluido y región.Reserva remanente de hidrocarburosReserva remanente de gasAceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas secode planta equivalenteen plantaAño Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 10,819.4 155.6 1,198.4 2,971.0 15,144.4 20,562.1 18,269.2 15,452.0Marina Noreste 3,085.0 98.6 37.9 68.6 3,290.2 784.7 447.3 357.0Marina Suroeste 911.9 40.9 115.3 336.6 1,404.7 2,214.3 2,036.8 1,750.5Norte 6,056.7 5.0 883.0 2,289.5 9,234.1 15,624.9 13,955.0 11,907.7Sur 765.8 11.0 162.3 276.2 1,215.3 1,938.2 1,830.0 1,436.72009 Total 10,375.8 81.6 1,174.6 2,884.9 14,516.9 20,110.5 17,890.4 15,004.4Marina Noreste 2,844.5 42.1 30.9 59.7 2,977.1 631.1 394.2 310.3Marina Suroeste 985.5 23.7 146.3 381.3 1,536.9 2,675.9 2,388.4 1,983.2Norte 5,845.0 4.6 838.4 2,174.6 8,862.6 14,901.3 13,302.2 11,310.0Sur 700.8 11.1 159.0 269.4 1,140.3 1,902.2 1,805.7 1,400.92010 Total 10,020.5 70.9 1,210.9 2,934.3 14,236.6 20,694.3 18,324.1 15,261.0Marina Noreste 2,313.6 40.9 42.5 82.6 2,479.5 795.5 556.4 429.6Marina Suroeste 936.3 14.2 156.7 422.2 1,529.5 2,961.7 2,662.0 2,195.9Norte 6,077.6 5.8 873.6 2,193.3 9,150.2 15,232.9 13,484.6 11,407.0Sur 693.1 10.1 138.1 236.2 1,077.4 1,704.2 1,621.1 1,228.42011 Total 10,736.4 58.0 1,238.9 2,979.8 15,013.1 20,905.4 18,627.2 15,497.7Marina Noreste 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6 825.1 593.4 466.4Marina Suroeste 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0 3,454.6 3,134.3 2,596.3Norte 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2 14,972.1 13,310.0 11,240.9Sur 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2 1,653.6 1,589.6 1,194.028

Las reservas de hidrocarburos de México15.0 por ciento. La Región Marina Noreste concentra55.3 por ciento del aceite pesado y la Región Norte38.5 por ciento. Además ésta última contribuye con79.9 y 55.7 por ciento del total de aceite ligero ysuperligero, respectivamente. En el cuadro 3.11 semuestra la clasificación por densidad de las reservasprobables de aceite crudo.La clasificación de las reservas probables de gas naturalse muestra en el mismo cuadro 3.11. Así, al 1 deenero de 2011, las reservas probables de gas asociadorepresentan 78.3 por ciento del total nacional y lasreservas probables de gas no asociado el 21.7 porciento. La Región Norte concentra 83.8 por ciento delas reservas probables de gas asociado. En relacióna reservas probables de gas no asociado, 27.6 porciento se ubica en la Región Norte, proveniente principalmentede yacimientos de gas húmedo, y 59.5 porciento de las reservas probables de gas no asociadose encuentran en la Región Marina Suroeste, principalmenteen yacimientos de gas y condensado.La figura 3.8 ilustra el comportamiento de las reservasprobables de petróleo crudo equivalente del país y sucomportamiento histórico respecto a los años 2008a 2010. De esta forma, al 1 de enero de 2011 las reservasprobables registraron un incremento de 776.5millones de barriles de petróleo crudo equivalente, esdecir, 5.5 por ciento, con relación al año anterior. Lasadiciones contribuyeron con 432.3 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente, las revisiones delos campos ya existentes implicaron un incrementalCuadro 3.11 Clasificación de las reservas probables de aceite crudo y gas natural.AceiteGas naturalPesado Ligero Superligero Asociado No asociadoG y C* Gas húmedo Gas seco TotalAño Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 5,730.8 3,948.5 1,140.1 16,457.6 1,239.2 1,701.5 1,163.8 4,104.5Marina Noreste 3,085.0 0.0 0.0 782.5 0.0 0.0 2.3 2.3Marina Suroeste 216.3 585.5 110.1 795.9 517.8 607.0 293.6 1,418.4Norte 2,299.5 3,020.0 737.2 13,869.8 36.4 1,084.3 634.3 1,755.1Sur 130.0 342.9 292.8 1,009.5 684.9 10.3 233.6 928.72009 Total 5,402.1 3,646.1 1,327.6 15,744.8 1,579.9 1,610.3 1,175.4 4,365.7Marina Noreste 2,807.7 36.8 0.0 628.8 0.0 0.0 2.3 2.3Marina Suroeste 216.3 567.1 202.1 903.8 871.9 606.9 293.2 1,772.1Norte 2,232.7 2,815.2 797.1 13,152.9 36.1 992.5 719.8 1,748.4Sur 145.3 227.0 328.5 1,059.2 671.9 10.9 160.2 842.92010 Total 4,711.6 3,794.5 1,514.4 16,352.6 1,791.6 1,518.0 1,032.0 4,341.7Marina Noreste 2,236.8 76.8 0.0 794.2 0.0 0.0 1.2 1.2Marina Suroeste 219.1 476.3 241.0 750.1 1,241.8 606.7 363.2 2,211.6Norte 2,117.6 2,984.3 975.6 13,781.1 24.2 899.3 528.3 1,451.8Sur 138.2 257.0 297.8 1,027.2 525.6 12.0 139.4 677.02011 Total 5,237.9 3,890.2 1,608.4 16,366.2 2,186.9 1,370.7 981.6 4,539.2Marina Noreste 2,898.3 29.4 0.0 823.7 0.0 0.0 1.4 1.4Marina Suroeste 227.9 484.4 288.8 753.3 1,679.9 656.6 364.8 2,701.2Norte 2,014.9 3,109.2 896.1 13,720.4 61.5 702.5 487.7 1,251.7Sur 96.8 267.2 423.5 1,068.7 445.5 11.7 127.7 584.9* G y C: yacimientos de gas y condensado29

Estimación al 1 de enero de 2011mmmbpce15.214.514.20.41.0-0.615.02008 2009 2010 Adiciones Revisiones Desarrollos 2011Figura 3.8 Comportamiento histórico de las reservas probables de petróleo crudoequivalente del país.de 963.9 millones de barriles, y los desarrollos reportaronun decremento de 619.7 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente, por la reclasificaciónde reservas.3.3.3. Reservas posiblesLas reservas posibles de petróleo crudo equivalentedel país al 1 de enero de 2011, alcanzan 14,264.5Cuadro 3.12 Distribución histórica de las reservas posibles por fluido y región.Reserva remanente de hidrocarburosReserva remanente de gasAceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas secode planta equivalenteen plantaAño Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 9,891.1 163.9 1,250.5 3,315.8 14,621.2 22,719.7 20,189.1 17,245.0Marina Noreste 2,799.0 110.3 44.8 88.7 3,042.9 962.4 568.2 461.4Marina Suroeste 1,020.9 45.2 130.4 528.6 1,725.1 3,267.6 3,086.5 2,749.2Norte 5,648.7 6.3 985.1 2,553.3 9,193.4 17,441.5 15,563.2 13,279.6Sur 422.4 2.0 90.2 145.1 659.8 1,048.2 971.2 754.82009 Total 10,149.8 101.7 1,233.8 3,252.6 14,737.9 22,614.3 20,016.9 16,916.3Marina Noreste 2,892.8 70.7 42.8 90.2 3,096.5 896.1 585.1 468.9Marina Suroeste 1,056.0 22.8 142.1 537.7 1,758.5 3,433.0 3,204.7 2,796.6Norte 5,729.2 6.5 974.3 2,499.9 9,209.9 17,383.0 15,389.9 13,001.8Sur 471.8 1.8 74.7 124.8 673.0 902.2 837.2 649.02010 Total 10,057.2 89.8 1,337.1 3,361.9 14,846.0 23,727.2 20,935.5 17,485.1Marina Noreste 2,719.0 51.7 43.2 91.9 2,905.9 871.4 607.2 478.2Marina Suroeste 1,445.3 27.1 290.6 826.5 2,589.5 5,671.5 5,143.7 4,298.5Norte 5,392.0 7.4 926.2 2,314.2 8,639.8 16,223.9 14,296.1 12,036.2Sur 500.8 3.7 77.0 129.3 710.8 960.4 888.6 672.22011 Total 9,662.4 38.0 1,299.7 3,264.4 14,264.5 23,053.3 20,354.8 16,977.8Marina Noreste 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3 848.8 595.6 476.9Marina Suroeste 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4 5,729.9 5,223.1 4,314.2Norte 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6 15,718.9 13,896.8 11,701.5Sur 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2 755.6 639.3 485.230

Las reservas de hidrocarburos de Méxicomillones de barriles. En el cuadro 3.12 se presenta ladistribución para cada una de las regiones y por tipode fluido; en la Región Norte se concentra el 58.8 porciento de estas reservas, la Región Marina Noreste el19.0 por ciento, la Región Marina Suroeste 18.3 porciento y la Región Sur el 3.9 por ciento restante. Enfunción del tipo de fluido las reservas a nivel nacionalse constituyen de la manera siguiente 67.7 por cientode aceite crudo, 22.9 por ciento de gas seco equivalentea líquido, 9.1 por ciento de líquidos de planta y0.3 por ciento por condensado.En lo correspondiente a las reservas de gas natural al1 de enero de 2011, se contabilizan en 23,053.3 milesde millones de pies cúbicos, cuadro 3.12. Las reservasde gas a entregar en planta suman 20,354.8 miles demillones de pies cúbicos, de los cuales la mayor partese localiza en la Región Norte con un 68.3 por ciento;para el gas seco en esta misma categoría se tienen16,977.8 miles de millones de pies cúbicos, siendo laRegión Norte en donde se encuentra la mayor parte,con 68.9 por ciento.Al 1 de enero de 2011, las reservas posibles de aceitecrudo se estimaron en 9,662.4 millones de barriles,en el cuadro 3.13 se observa la clasificación de lareserva con base en la densidad, se aprecia que lamayor parte corresponde a aceite pesado con 45.5por ciento, el 38.4 corresponde a aceite ligero, el 16.1restante se asocia a aceite superligero; siguiendo estamisma clasificación, en la Región Marina Noreste seconcentra el mayor porcentaje de aceite pesado conCuadro 3.13 Clasificación de las reservas posibles de aceite crudo y gas natural.AceiteGas naturalPesado Ligero Superligero Asociado No asociadoG y C* Gas húmedo Gas seco TotalAño Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc2008 Total 4,899.2 3,959.0 1,032.9 17,816.1 875.9 2,375.9 1,651.8 4,903.6Marina Noreste 2,799.0 0.0 0.0 920.4 0.0 0.0 42.1 42.1Marina Suroeste 402.7 437.5 180.7 982.2 330.5 1,095.1 859.8 2,285.4Norte 1,554.9 3,330.7 763.2 15,489.1 16.4 1,276.6 659.5 1,952.5Sur 142.6 190.8 89.1 424.5 529.0 4.3 90.4 623.72009 Total 5,052.7 4,064.4 1,032.6 17,492.1 1,136.9 2,201.0 1,784.4 5,122.2Marina Noreste 2,892.8 0.0 0.0 854.0 0.0 0.0 42.0 42.0Marina Suroeste 402.7 417.9 235.4 713.1 765.9 1,095.1 858.9 2,719.9Norte 1,601.9 3,456.7 670.6 15,448.7 16.4 1,101.5 816.4 1,934.3Sur 155.3 189.9 126.6 476.3 354.5 4.3 67.1 425.92010 Total 4,803.8 3,946.9 1,306.5 16,974.6 3,061.2 2,182.4 1,509.0 6,752.6Marina Noreste 2,713.5 5.5 0.0 829.3 0.0 0.0 42.1 42.1Marina Suroeste 407.7 535.2 502.4 894.4 2,710.9 1,208.0 858.3 4,777.1Norte 1,538.7 3,195.2 658.1 14,707.8 3.6 970.2 542.3 1,516.1Sur 143.8 211.0 146.0 543.1 346.7 4.3 66.3 417.32011 Total 4,392.6 3,705.8 1,564.0 16,122.1 3,817.5 1,664.2 1,449.4 6,931.2Marina Noreste 2,560.5 0.0 0.0 806.9 0.0 0.0 42.0 42.0Marina Suroeste 362.3 468.0 627.4 696.4 3,596.0 579.0 858.5 5,033.5Norte 1,335.1 3,125.0 777.3 14,148.4 6.0 1,081.8 482.7 1,570.5Sur 134.8 112.8 159.3 470.4 215.5 3.4 66.3 285.2* G y C: yacimientos de gas y condensado31

Estimación al 1 de enero de 2011mmmbpce14.614.714.80.5-0.8-0.314.32008 2009 2010 Adiciones Revisiones Desarrollos 2011Figura 3.9 Comportamiento histórico de las reservas posibles de petróleocrudo equivalente del país.58.3 por ciento, en la Región Norte se encuentra el84.3 por ciento de aceite ligero y 49.7 por ciento delas reservas de aceite superligero.En lo respecta a la reserva de gas natural en función desu asociación con el aceite crudo a nivel yacimiento,el cuadro 3.13 muestra esa clasificación, para el 1 deenero de 2011, la reserva posible de gas asociadoconstituye el 69.9 por ciento, complementándose conel 30.1 por ciento atribuibles al gas no asociado. Elvolumen mayor de las reservas de gas asociado seencuentra en la Región Norte con el 87.8 por cientode ellas, en lo que atañe a las reservas de gas noasociado en la Región Marina Suroeste se tiene el72.6 por ciento del total, localizado en yacimientosde gas y condensado, en la Región Norte se ubicael 22.7 por ciento, el cual proviene principalmentede yacimientos de gas húmedo, la Región Sur conyacimientos de gas y condensado soportan el 4.1 porciento de la reserva, finalmente en la Región MarinaNoreste se determina el 0.6 por ciento restante.El comportamiento de las reservas posibles de petróleocrudo equivalente en el país para los últimos tresaños se observa en la figura 3.9. Se observa que para el1 de enero de 2011 se tiene una disminución de 581.5millones de barriles de petróleo crudo equivalente alcomparar con el dato del año anterior, esta variaciónequivale al 3.9 por ciento con relación al 2010. En el rubrode adiciones la incorporación fue de 467.5 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente, mientras quepara desarrollos y revisiones las reservas presentarondisminuciones en 289.4 y 759.6 millones de barriles depetróleo crudo equivalente, respectivamente.32

Descubrimientos4Aún con la madurez alcanzada en las diferentes cuencasproductoras de México, la exploración sigue aportandonuevos yacimientos tan diversos en su composicióncomo los crudos pesados y el gas natural no asociado.Durante el 2010 la exploración reflejó resultados tangiblespara Petróleos Mexicanos logrando incorporaciónde reservas originales totales o 3P de 1,437.8 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente.La clasificación de los volúmenes y reservas originalesde hidrocarburos totales descubiertos estánfundamentados en los lineamientos establecidos enel documento titulado Petroleum Resources ManagementSystem (PRMS), publicado de manera conjuntapor la Society of Petroleum Engineers (SPE), el WorldPetroleum Council (WPC), la American Association ofPetroleum Geologists (AAPG) y la Society of PetroleumEvaluation Engineers (SPEE).Así, con respecto al año anterior, la incorporación dereservas totales de petróleo crudo equivalente muestraun decremento del 18.9 por ciento. Sin embargo,se mantiene la tendencia de los últimos tres años, alposicionarse por encima de los 1,400 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente. Como cada año,las cuencas del Sureste destacan por su contribuciónal participar con el 95.9 por ciento, este porcentajese debe a que estas cuencas contienen a las dos RegionesMarinas y a la Región Sur. Sobre la extensiónmarina de las Cuencas del Sureste se cuantifica el 74.8por ciento de las reservas totales de petróleo crudoequivalente descubiertas. Mientras que en la porciónterrestre se adicionó 25.2 por ciento, restante.Las reservas totales de petróleo crudo equivalenteincorporadas durante el año 2010 incluyen a loscampos de aceite y gas natural, asociado y no asociado.Desde el punto de vista de fases, las Cuencasdel Sureste aportaron el 98.8 por ciento del totalde aceite descubierto durante 2010, es decir, 866.8millones de barriles y del gas natural la cifra fue de2,482.6 miles de millones de pies cúbicos que representanel 91.1 por ciento del total del gas natural denuevos yacimientos en 2010, ambas fases hacen untotal de 1,380.2 millones de barriles de petróleo crudoequivalente. Dentro de estas cuencas, la RegiónMarina Suroeste, adicionó los mayores volúmenesde reservas 3P de aceite crudo con 354.2 millones debarriles y 2,059.2 miles de millones de pies cúbicosde gas natural, ambas fases hacen un total de 777.8millones de barriles de petróleo crudo equivalente,los principales incrementos en esta región se dieronmediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL.En la Cuenca de Burgos por la exploración se incorporaronreservas totales en petróleo crudo equivalenteiguales a 1.1 por ciento del total descubierto, por suparte la Cuenca de Veracruz participa con 1.9 porciento, ambas Cuencas con incorporación de reservasde gas no asociado. En la cuenca de Veracruz destacael campo Rabel descubierto con la perforación y terminacióndel pozo Rabel-1. Adicionalmente despuésde cinco años de no presentar incorporaciones porexploración en la Cuenca Tampico-Misantla, éstaaportó 0.8 por ciento del volumen total descubiertocon la perforación del pozo Tilapia-1 en rocas delJurásico.Las cuencas de Burgos, Sabinas y de Veracruz aportarona la Región Norte una incorporación de reservasde gas no asociado en la categoría 3P por 239.3 milesde millones de pies cúbicos de gas, que corresponde33

Descubrimientosa 46.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,provenientes principalmente de las estructurasatravesadas por los pozos Rabel-1 y Cucaña-1001.Finalmente la cuenca Tampico-Misantla sólo aportó el19.0 por ciento del total de petróleo crudo equivalenteincorporado en la Región Norte.La continuidad de las inversiones destinadas y devengadaspara la incorporación de áreas nuevas porparte de Pemex permitió sostener durante 2010 unaincorporación de aceite y gas natural similar al de losúltimos tres años, el monto de inversión total ejercidodurante 2010 fue de 29,237.9 millones de pesos. Laactividad física realizada con este monto consistió enla perforación y terminación de 39 pozos exploratoriosy delimitadores, y en la toma de 2,356 kilómetrosde sísmica 2D y 23,718.0 kilómetros cuadrados desísmica 3D.Cuadro 4.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010.1P 2P 3PCuenca Pozo Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCECampo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmbTotal 136.6 455.7 352.8 903.8 877.8 2,724.0 1,437.8Burgos 0.0 20.2 0.0 40.3 0.0 78.0 16.4Alambra Alambra-1 0.0 0.8 0.0 9.3 0.0 14.9 2.9Cucaña Cucaña-1001 0.0 8.1 0.0 17.7 0.0 24.1 5.1Dulce Arenaria-1 0.0 2.2 0.0 2.9 0.0 4.7 1.0Integral Tapado-1 0.0 3.3 0.0 3.3 0.0 5.0 1.1Jaraguay Jaraguay-1 0.0 2.2 0.0 3.4 0.0 16.6 3.5Rusco Rusco-101 0.0 0.6 0.0 0.6 0.0 7.0 1.5Tigrillo Antillano-1 0.0 2.2 0.0 2.2 0.0 4.4 0.9Topo Perillan-1 0.0 0.8 0.0 0.8 0.0 1.4 0.3Sabinas 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7Monclova Monclova-1001 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7Sureste 136.6 374.8 352.8 779.2 866.8 2,482.6 1,380.2Bellota Naguin-1 0.0 0.0 9.8 13.0 18.3 27.9 24.1Bricol Bricol-2DL 26.3 21.3 155.6 162.0 188.9 198.3 236.6Brillante Brillante-1 3.7 2.6 10.0 7.3 11.9 8.8 13.6Guaricho Guaricho-501 0.2 3.0 0.3 4.6 0.5 6.1 1.8Juspi Juspi-101A 1.7 13.6 1.7 13.6 1.7 13.6 4.7Kayab Kayab-1ADL 0.0 0.0 0.0 0.0 150.4 20.8 150.4Luna-Palapa Palapa-301 7.8 41.3 12.0 63.4 12.0 63.4 26.6Sen Pachira-1 15.0 39.8 15.0 39.8 25.0 66.8 40.4Tsimin Tsimin-1DL 55.2 248.2 101.6 467.7 170.6 878.8 348.8Utsil Utsil-1 26.8 4.8 46.7 7.9 104.0 17.7 104.0Xux Xux-1 0.0 0.0 0.0 0.0 183.6 1,180.5 429.0Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0Tilapia Tilapia-1 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0Veracruz 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6Rabel Rabel-1 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.634

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoEn este capítulo, se expresa una síntesis de las principalescaracterísticas de los descubrimientos másimportantes de 2010, la cual incluye sus propiedadesgeológicas, geofísicas, petrofísicas y de ingeniería, asícomo su distribución de reservas. Asimismo, se analizanlas estadísticas de incorporación de reservas por región,cuenca, tipo de yacimientos e hidrocarburos. Al final sepresenta la evolución de la incorporación de reservaspor actividad exploratoria en los últimos años.Los yacimientos de aceite descubiertos en 2010 incorporaron608.6 millones de barriles de petróleo crudoequivalente en la categoría 3P, que representan el 42.3por ciento del total. En relación al gas natural referidoa los yacimientos de gas y condensado, gas seco ygas húmedo, se consolidan 829.4 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente en la categoría 3P, estevalor representa el 57.7 por ciento del volumen totaldescubierto.4.1 Resultados obtenidosLa incorporación de reservas de hidrocarburos totaleso 3P durante el 2010 fue menor con respecto al añoanterior, aun así el éxito comercial resultado de la actividadfísica por exploración fue de 44.0 por ciento.Estas nuevas reservas se consiguieron mediante laperforación y terminación de 39 pozos exploratoriosde los cuales 17 pozos adicionaron reservas de aceite ygas natural. En el cuadro 4.1 se muestra a nivel de pozo,las reservas de aceite y gas natural incorporadas en lascategorías de probada (1P), probada más probable (2P)y probada más probable más posible (3P).En la Región Marina Noreste, la incorporación dereservas totales fue de 254.4 millones de barriles depetróleo crudo equivalente, siendo el pozo Utsil-1 elmás importante por ser el descubridor de un nuevoyacimiento en el trend de los campos de aceite pesadoy al mismo tiempo permitió la identificación de unaárea con reservas posibles en el campo Kayab, al sercorrelacionada con el pozo Kayab-1ADL que permitióla actualización del volumen y reservas originales dehidrocarburos de este campo.Por su parte la Región Marina Suroeste adicionoreservas totales de hidrocarburos por 777.8 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente, la cualCuadro 4.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010 por cuenca y región.1P 2P 3PCuenca Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCERegión mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmbTotal 136.6 455.7 352.8 903.8 877.8 2,724.0 1,437.8Burgos 0.0 20.2 0.0 40.3 0.0 78.0 16.4Región Norte 0.0 20.2 0.0 40.3 0.0 78.0 16.4Sabinas 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7Región Norte 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7Sureste 136.6 374.8 352.8 779.2 866.8 2,482.6 1,380.2Región Marina Noreste 26.8 4.8 46.7 7.9 254.4 38.5 254.4Región Marina Suroeste 55.2 248.2 101.6 467.7 354.2 2,059.2 777.8Región Sur 54.7 121.8 204.4 303.7 258.2 384.8 347.9Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0Región Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0Veracruz 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6Región Norte 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.635

DescubrimientosCuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010 por tipo de hidrocarburo.AceiteGas naturalPesado Ligero Superligero Asociado No asociadoG y C* Gas húmedo Gas seco TotalReserva Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc1P Total 26.8 3.9 105.9 113.0 261.8 19.4 61.5 342.7Marina Noreste 26.8 0.0 0.0 4.8 0.0 0.0 0.0 0.0Marina Suroeste 0.0 0.0 55.2 0.0 248.2 0.0 0.0 248.2Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 19.4 61.5 80.9Sur 0.0 3.9 50.7 108.2 13.6 0.0 0.0 13.62P Total 46.7 21.8 284.2 298.0 481.3 30.9 93.6 605.8Marina Noreste 46.7 0.0 0.0 7.9 0.0 0.0 0.0 0.0Marina Suroeste 0.0 0.0 101.6 0.0 467.7 0.0 0.0 467.7Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 30.9 93.6 124.5Sur 0.0 21.8 182.6 290.1 13.6 0.0 0.0 13.63P Total 254.4 34.8 588.6 411.9 2,072.8 63.2 176.1 2,312.1Marina Noreste 254.4 0.0 0.0 38.5 0.0 0.0 0.0 0.0Marina Suroeste 0.0 0.0 354.2 0.0 2,059.2 0.0 0.0 2,059.2Norte 0.0 11.0 0.0 2.2 0.0 63.2 176.1 239.3Sur 0.0 23.8 234.4 371.2 13.6 0.0 0.0 13.6* G y C: yacimientos de gas y condensadoestá asociada principalmente a las actividades dedelimitación. El pozo delimitador Tsimin-1DL perforóa una profundidad mayor a la conocida, ocasionadocon ello la determinación de un límite verticalconvencional más profundo y por consiguiente unaumento en la columna de hidrocarburos que permitióun incremento en los volúmenes y reservasoriginales de hidrocarburos del yacimiento Jurásicodescubierto en 2008. Es importante mencionar que ala fecha no se ha encontrado el contacto agua–aceiteen el campo.ponen de manifiesto el potencial petrolero de estaporción de las cuencas.El cuadro 4.2 detalla la composición de las reservasincorporadas en las categorías de reserva probada(1P), probada más probable (2P) y probada más probablemás posible (3P), descubiertas a nivel de cuencay su desglose por región. El cuadro 4.3 describe lasreservas de hidrocarburos incorporadas por descubrimientos,en las categorías 1P, 2P y 3P señalando eltipo de hidrocarburo asociado a cada región.Para la Región Sur, los descubrimientos permitieronadicionar reservas totales por 347.9 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente. Los hallazgosmás relevantes se dieron mediante la terminación delos pozos Bricol-2DL y Pachira-1, que participan conel 79.6 por ciento del petróleo crudo equivalente dela incorporación de la Región. Sin embargo, en estaRegión también hubo descubrimientos de camposcon acumulaciones comerciales más pequeñas que4.2 Descubrimientos marinosLos resultados de la exploración realizada en la porciónmarina de las cuencas del Sureste, ponen demanifiesto nuevamente el gran potencial petrolerode esta zona, al descubrirse el 71.8 por ciento de lasreservas 3P totales incorporadas en 2010. Los descubrimientosde campos de aceite pesado se dieron en36

Las reservas de hidrocarburos de Méxicola subcuenca denominada Sonda de Campeche y losdescubrimientos de campos de gas y condensado sedieron en la subcuenca el Litoral de Tabasco.En la Sonda de Campeche, con la perforación y terminacióndel pozo Utsil-1 y la identificación de unárea con reservas posibles en el campo Kayab con elpozo Kayab-1ADL se incorporaron 254.4 millones debarriles de petróleo crudo equivalente. En el Litoralde Tabasco se incorporaron los mayores volúmenesde aceite, gas y líquidos derivados del gas descubiertosen el país durante 2010, estos volúmenes seregistraron mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL,como resultado de la incorporación de reservas porla perforación del pozo delimitador Tsimin- 1DL, asícomo la incorporación de reservas posibles en Xux.Los principales descubrimientos realizados en 2010son descritos a continuación, mostrando para cadauno de ellos la información geológica, geofísica,petrofísica y de ingeniería más relevante de cadayacimiento.Cuencas del SuresteTsimin-1DLCon la caracterización de su modelo geológico estructuraly la actualización continua del modelo de estecampo en función del pozo delimitador Tsimin-1DL, lamagnitud del volumen almacenado por el yacimientodel Jurásico Superior del campo Tsimin descubiertoen 2008 se ha incrementado. El pozo exploratoriodelimitador Tsimin-1DL se localiza a 13 km al NW deFrontera, Tabasco y a 91.7 km al NW de Cd. del Carmen,Campeche, y a su vez a 3.3 km al NW del pozoTsimin-1. Geológicamente se ubica en el Pilar de Akalalcanzó la profundidad de 6,230 metros, resultandoproductor en el Jurásico Superior Kimmeridgiano deaceite ligero de 43 °API, con gastos iniciales de 3,820LakachNoxalLalailTabscoobHokchiNabNumanKayabTunichBakshaPitTekelYaxiltunTsonPhopTamil ChapabilMaloobAyatsilBacabKachZaapKu Ek-BalamKastelanTaratunich CantarellAlakBatabAbkatúnOnelPolOchTakínChucKaxCaanAkpul UechEtkalAyínHomolBehelaeIchalkil ChuhukSinánSikil KopóChukuaXulum CitamHayabilTsimin-1DLXuxKab KixYumMayPoctliItlaTecoalliXanabYaxchéFronteraCd. del CarmenYeticNamacaAmocaCoatzacoalcosFigura 4.1 Plano de ubicación del campo Tsimin.37

Descubrimientosbarriles por día 17 millones de pies cúbicos por día,de aceite y gas respectivamente, figura 4.1.Geología estructuralEstructuralmente la zona está conformada por un anticlinalcuyo eje principal tiene una dirección Noroeste-Sureste, afallado e intrusionado por un cuerpo salino.El sistema de fallas presentes en el área de estudiopermitió a los cuerpos salinos atravesar secuenciassuprayacentes. El pozo Tsimin-1DL se ubica en elflanco noroccidental de la estructura. La estructuracorresponde a un anticlinal asimétrico alargado, conorientación NW-SE. Se ve afectado al Norte y Este porfallamiento inverso quedando el anticlinal en el bloquealto de la falla, este fallamiento compresivo se asociaa tectónica salina de empuje, figura 4.2.EstratigrafíaLa columna estratigráfica del campo comprende rocassedimentarias que van en edad desde el JurásicoSuperior Kimmeridgiano al Reciente-Pleistoceno.Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron medianteel análisis e identificación de foraminíferos planctónicosíndices en las muestras de canal y núcleos, asícomo por marca eléctrica. La perforación del pozoTsimin-1DL al resultar productor de aceite ligero de43 grados API, comprobó la extensión lateral delyacimiento del Kimmeridgiano hacia la parte noroestedel anticlinal. A nivel del pozo, el yacimientose delimitó para la cima en la entrada del marcadorgeológico Jurasico Superior Kimmeridgiano a 5,750m y la base del yacimiento se ubicó a 6,115 m (basede los disparos). En la figura 4.3, se muestra la co-NOESFigura 4.2 Mapa estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.38

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoXux-1Tsimin-1Tsimin-1DLKinbe-15,500 N14,662 N15,1155,040N2-2CIIIIII: 5,565-5,620565 5 620 mProductor de aceiteN1s/aforar por bajaN2-2Cpresión III: 5,240-5,300 m.IIIQo=4,348 bpdN2Qg=11.04 mmpcdN2C2°API= 43N2CPtp=1,646 psiEst .=7/8”Detonó 35 de 60 mN1N1CIV5,145-5,205 m.IntervalopropuestoN25,962N3N4N5N6IIIII: 6,000-6,070 m.Qo=5,420 bpdQg=25.12 mmpcdºAPI=43RGA=826 m 3 /m 3 5,240Ptp=3,781 psiEst=¾“ N3II: 5,282-5,340 m.IIQo=4,354 bpdQg=3.8 mmpcd°API=40Est.=1/2”I: 6,260-6,317 m.Qo=1,000 bpdQg=3.49 mmpcdºAPI=43RGA=622 m 3 /m 3Ptp= 1,048 psiEst = ½“N45,750N3-3C3CN4IIII: 5,775-5,850 m.Qo=3,787 bpdQg=16.2 mmpcd°API= 42Ptp=2,014 psiEst .=7/8”5,640N3N4IIIII5,683-5,750 m.Intervalopropuesto5,880-5,950 m.IntervalopropuestoPT 6,525 mIPT 5,728 mI: 5,605-5,650 m.Qo=3,609 bpdQg=22.87 mmpcd°API=40Est. =5/8”II: 6,065-6,115 m.Qo=3,846 bpdQg=16.99 mmpcd°API= 43Ptp=2,141 psiEst .=7/8”N5PT 6,230 mI6,137-6,180 m.En evaluaciónFigura 4.3 Correlación estratigráfica del pozo Tsimin-1DL con pozos vecinos.PT 6,230 mrrelación estratigráfica que existe entre Tsimin-1DLcon los pozos cercanos.TrampaPara el yacimiento del Jurasico Superior Kimmeridgianoy Cretácico se tiene una trampa de tipo estructural,correspondiente a un anticlinal alargado conorientación SE-NW delimitado por fallas inversas quesiguen la misma orientación del anticlinal, la roca esuna caliza ligeramente fracturada para el Cretácico yel Jurásico Superior Kimmeridgiano está constituidode Dolomías y calizas dolomitizadas de tipo Packstonea Grainstone de oolitas.En la figura 4.4 se muestra una sección sísmica quemuestra el tipo de entrampamiento en donde cadapozo está ubicado en bloques diferentes.Roca almacénLa roca almacén en el banco oolítico del yacimientoestá constituida por dolomía mesocristalina con buenaimpregnación de aceite, en su origen fue packstone agrainstone de oolitas, ooides y pellets, con porosidadsecundaria intercristalina, móldica, en fracturas y encavidades de disolución de 8-10 por ciento, es estazona se cortaron los núcleos 3 y 3 complemento. Lasfacies de borde de banco, donde se cortó el núcleo4, está representado por packstone a grainstone depeletoides en partes dolomitizado, con porosidadintergranular, intercristalina y en microfracturas de ±4 por ciento, presenta regular impregnación de aceite.Las facies lagunares están formadas por packstonea grainstone de ooides y peletoides que presentanimpregnación de aceite en porosidad intergranular yen microfracturas, con intercalaciones de mudstoneparcialmente dolomitizado (dolomía cripto a microcristalina)con impregnación de aceite en la porosidadintercristalina y en microfracturas.Roca generadoraLa roca generadora es de edad Jurásico SuperiorTithoniano que se caracteriza por tener una distribuciónregional, está constituida por lutitas bituminosas39

DescubrimientosTsimin-1DLTsimin-11,0002,0003,0004,0005,0006,000Figura 4.4 Sección sísmica que ilustra la trampa en el campo.y calizas arcillosas bituminosas. Se tienen espesoresmáximos hasta 300 metros.Roca selloenergía del tipo packstone a grainstone de ooides yoolitas, con cantidades menores de pisolitos, con unatextura grano soportada, que corresponden a faciesde bancos oolíticos.El sello superior para el yacimiento del Jurásico SuperiorKimmeridgiano son las lutitas y el mudstonearcilloso de edad Jurásico Superior Tithoniano constituidopor mudstone a wackestone café oscuro y grisoscuro arcilloso, con pequeñas intercalaciones delutita gris oscuro a negro, calcárea en partes arenosa yde aspecto bituminoso, con espesores hasta 365 m.YacimientoEn el yacimiento del Jurasico Superior Kimmeridgiano,la base de esta secuencia está representada porcuerpos oolíticos con intercalaciones de terrígenosfinos lo que representa ambientes de baja energía ycercanos a la costa (ambiente lagunar). Hacia la cimadel Kimmeridgiano la roca es litológicamente homogéneay están constituidas por dolomías correspondientesen su origen a litofacies de carbonatos de altaLas pruebas de producción aportan 17 millones depies cúbicos gas natural y 3,820 barriles de condensadopor día en su primer intervalo, mientras queen el segundo 16.2 millones de pies cúbicos y 3,787barriles por día. Las relaciones gas – condensado y ladensidad de los mismos de alrededor de 43 gradosAPI confirman que se trata de un yacimiento de gasy condensado.ReservasLas reservas totales de petróleo crudo equivalenteincorporadas equivalen a 348.8 millones de barriles.Utsil-1El pozo exploratorio Utsil-1 que se localiza a 132 kmal NW de Ciudad del Carmen, Campeche, y a 5.5 Km40

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoLakachNoxalLalailTabscoobHokchiNab TunichBakshaNuman PitKayabUtsil-1Yaxiltun TekelTsonPhopTamil ChapabilMaloobAyatsilBacabKachZaapKu Ek-BalamKastelanTaratunich CantarellAlakBatabAbkatúnOnelPolOchTakínChucKaxCaanAkpul UechEtkalAyínHomolBehelaeIchalkil ChuhukSinánSikil KopóChukuaXulum CitamHayabilTsiminXuxKab KixYumMayPoctliItlaTecoalliXanabYaxchéFronteraCd. del CarmenYeticNamacaAmocaCoatzacoalcosFigura 4.5 Plano de localización del campo Utsil.al NE del pozo Tekel-1, geológicamente se ubica enla porción noroeste de la Fosa de Comalcalco, enel borde con el Pilar de Akal, figura 4.5. Alcanzó laprofundidad de 3,950 m, resultando productor deaceite de 9.5 grados API en rocas de Cretácico Medioy Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior(BTPKS) con un gasto de aceite de 3,207 barriles pordías y 0.5 millones de pies cúbicos de gas por día conbombeo electro centrífugo.Geología estructuralLa estructura donde se ubica el pozo Utsil-1 se definecomo un anticlinal angosto de 2.2 kilómetrosde ancho por 5.7 kilómetros de longitud, orientadoEste-Oeste y limitado en ambos flancos por fallasinversas. Se considera a esta estructura como unanticlinal alterno y adyacente a la estructura Numán,si bien tiene una posición estructural más baja, figura4.6.EstratigrafíaLa columna geológica del campo, comprende rocassedimentarias que van en edad desde el Jurásico SuperiorTithoniano al Reciente-Pleistoceno. Sus cimascronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis eidentificación de foraminíferos planctónicos índicesen las muestras de canal y núcleos, así como pormarca eléctrica. Con la perforación del pozo exploratorioUtsil-1 se descubrió el yacimiento del Cretácicode aceite pesado, cuya cima en la Brecha TerciarioPaleoceno Cretácico Superior a 3,562 m y la base delyacimiento a 3,787 m (dentro del Cretácico Medio) anivel del pozo.TrampaEl pozo Utsil-1 fue perforado en la porción central dela estructura, como se observa en la sección sísmicade la figura 4.7. El yacimiento del campo, a nivel de41

DescubrimientosFigura 4.6 Mapa estructural de la cima de la Brecha-Cretácico.Tekel-1Utsil-1Numan-12,0003,0004,0005,000Figura 4.7 Correlación sísmica entre las estructuras Numan, Utsil y Tekel para la cima de la Brecha-Cretácico.42

Las reservas de hidrocarburos de Méxicola Brecha del Cretácico Superior, está definido en suentrampamiento por una componente estructural.Roca almacénLa roca almacén, para la parte superior del Cretácicoestá constituida por una brecha sedimentaria en partesdolomitizada, compuesta por clastos hasta de 20centímetros de mudstone, wackestone y dolomías,con porosidad secundaria intercristalina, en fracturasy en cavidades de disolución con buena impregnaciónde aceite, la permeabilidad se ve incrementadapor fracturamiento y disolución, ver figura 4.8. Enel Cretácico Medio la roca almacén la componenintercalaciones de dolomía micro a mesocristalinay mudstone a wackestone dolomitizados de intraclastosy bioclastos, la porosidad principal es de tiposecundaria intercristalina y en fracturas, con regularimpregnación de aceite, la permeabilidad se ve incrementadapor fracturamiento.Roca generadoraEn lo que respecta a la roca generadora, los resultadosde los biomarcadores permiten definir quelos hidrocarburos se generaron en rocas del JurásicoSuperior Tithoniano en un ambiente marinocarbonatado.Núcleo 1Pi 45°BTp-Ks45°N1IIIntervalopropuesto:3,575-3,655 mBTp-KsNúcleo 2N2KmIIntervalopropuesto:3,700-3,780 mKmKiN3JsTFigura 4.8 Roca almacén de la Brecha-Cretácico Superior.43

DescubrimientosRoca selloLa roca sello en la parte superior del yacimientoestá constituido por 110 m de lutita bentonítica delPaleoceno, la base del yacimiento está definida porun cambio litológico estableciéndose un límite físicoa 3,787 m a nivel del pozo Utsil-1.YacimientoEl yacimiento se ajusta a un modelo de yacimientohomogéneo infinito con almacenamiento variable,asociado a la distribución del modelo sedimentario delas Brechas; en la prueba de presión producción enel intervalo II 3,575-3,655 metros verticales bajo mesarotaria, se obtuvo una presión estática de yacimientode 219.8 kilogramos por centímetro cuadrado (3,126libras por pulgada cuadrada), con una temperatura de109 grados Celsius (228 grados Fahrenheit), resultandoproductor de aceite de 9.5 ºAPI; con un gasto deaceite de 3,207 barriles por día y un gasto de gas de0.49 millones de pies cúbicos por día por estranguladorde 2”, con equipo de bombeo electro centrífugooperando con una frecuencia de 62 Hz.ReservasSe construyó el modelo estático del yacimiento con lafinalidad de calcular los volúmenes originales y de reservasde hidrocarburos en sus diferentes categorías(probadas, probables y posibles). El volumen originaltotal o 3P estimado es de 811.1 millones de barrilesde aceite y 136.6 miles de millones de pies cúbicosde gas. Las reservas originales totales o 3P son 104.0millones de barriles de aceite y 17.8 miles de millonesde pies cúbicos de gas con un área total de 10.9km2, que en conjunto equivalen a 104.0 millones debarriles de petróleo crudo equivalente. Las reservasprobadas de petróleo crudo equivalente ascienden a26.8 millones de barriles y las reservas probadas másprobables 2P 46.8 millones de barriles, con un área de5.8 km2 y 8.2 km2 respectivamente. Los factores derecuperación de hidrocarburos para cada una de lascategorías de reservas se estimaron con un modelode simulación inicial.4.3 Descubrimientos terrestresLas Cuencas productoras de gas no asociado en laRegión Norte del país continúan aportando nuevosyacimientos con acumulaciones comerciales; volúmenesde gas húmedo y de gas seco siguen siendodescubiertos en las cuencas de Burgos y de Veracruz.En la Región Sur las Cuencas del Sureste en su porciónterrestre aportaron nuevos yacimientos de gas ycondensado, de aceite ligero y súper ligero. De maneraintegrada las Regiones Sur y Norte incorporaronreservas 3P por 405.6 millones de barriles de petróleocrudo equivalente representando el 28.2 por ciento deltotal nacional de las reservas 3P incorporadas en 2010.La fase aceite de petróleo crudo equivalente equivalea 269.2 millones de barriles y la fase de gas natural esde 626.3 miles de millones de pies cúbicos.Los yacimientos terrestres más trascendentes del2010 se descubrieron en las Cuencas del Surestedentro de la Región Sur. La incorporación de aceitede estos yacimientos fue de 258.2 millones de barrilesy la de gas natural fue de 384.8 miles de millonesde pies cúbicos, estos volúmenes en conjunto documentanun valor de 347.9 millones de barriles depetróleo crudo equivalente. Las mayores volúmenesde reservas durante 2010 realizadas en la RegiónSur se obtuvieron con los pozos Pachira-1 del ActivoIntegral Samaria-Luna y con Bricol-2DL del ActivoIntegral Bellota-Jujo.La incorporación de reservas 3P en la Región Nortefue de 57.6 millones de barriles de petróleo crudoequivalente, el gas no asociado de las cuencas deBurgos, Sabinas y Veracruz participa con el 81.0 porciento de este volumen. El gas natural no asociadoincorporado en 2010 por la Región Norte es de 239.3miles de millones de pies cúbicos, de este volumensobresale la participación del 59.4 por ciento del Ac-44

Las reservas de hidrocarburos de Méxicotivo Veracruz, con el descubrimiento del pozo Rabel-1en arenas del Mioceno Medio e Inferior productorasde gas seco. Los descubrimientos de la Cuenca deBurgos son menores en tamaño comparados con elresto de las cuencas, en parte por tratarse de unacuenca muy explorada y madura en cuanto a la cantidadde descubrimientos que históricamente se hanregistrado en ella y en parte por ser gasífera. Aún conesta condición la cuenca de Burgos sigue aportandodescubrimientos como los descubiertos por los pozosCucaña-1001, Monclova-1001 y Jaraguay-1.Cuenca de VeracruzRabel-1El pozo Rabel-1 se localiza en el Sureste de la RepúblicaMexicana, en la parte Sur del estado de Veracruz, a 16.3kilómetros al Noroeste de la ciudad de Isla, Veracruz y a39.8 kilómetros al Sureste del pozo Kabuki-1, figura 4.9.Geológicamente se encuentra en la Cuenca Terciariade Veracruz y sísmicamente sobre la traza 1312 de lalínea sísmica 872 del estudio sismológico Tesechoacán3D. Pertenece al Activo Integral Veracruz.El pozo logró su objetivo al resultar productor de gasseco en el intervalo 2,081-2,095 metros bajo la mesa rotaria,en sedimentos de edad Mioceno Medio y alcanzóuna profundidad total de 2,240 metros. El yacimientoestá constituido por un cuerpo masivo de areniscasde grano fino a medio con intercalaciones de lutita,que corresponden a un sistema de depósito de faciescanalizadas y desbordes proximales a distales.Geología estructuralEl pozo se ubica en el flanco Noroeste de una estructuracon orientación Noroeste-Sureste, que tiende aNOEVeracruzSMiralejosCópiteMata PioncheMecayucanMaderaVistosoPlayuelaAlvaradoGolfo de MéxicoAngosturaPapánAperturaCocuitePerdizLizambaKabukiTierra BlancaEstanzuelaArquimiaSan PabloRincón PachecoMiradorNopaltepecVeinteCosamaloapan0 10 20 Km.Tres VallesNovilleroCauchyRabel‐1Figura 4.9 Mapa de ubicación del pozo Rabel-1.45

DescubrimientosSWRabel-1NEMapa RMS con contornos en profundidad c/50 m.LS_MS_05_731,200LS_MS_06_981,400YacimientoProf. 2,095 mbnm1,600Área =4.5 km 2 PP1:LS_MS_09_26Pwh= 3,170 psiQg= 7.03 mmpcdEst. 5/16”LS_MM_11_70NWP.T. 2,240 mbmr / 2,220 mbnmRabel-11,800L-872SENajucal-1Rabel-11,200LS_MS_06_98LS_MS_05_731,400LS_MS_09_261,6001 KmPP1:Pwh= 3,170 psiQg= 7.03 mmpcdEst. 5/16”1 kmLS_MM_11_70P.T. 2,240 mbmr / 2,220 mbnmT-13121,800Figura 4.10 Línea y traza con anomalía de amplitud RMS que ilustran el comportamiento estructuraldel yacimiento Rabel-1.levantarse hacia el Sureste, ésta se caracteriza poraltos valores de amplitud sísmica, asociadas a sistemascanalizados y depósitos de abanico de piso decuenca de aporte múltiple, de forma alargada con unalongitud de 6.5 kilómetros y ancho variable, como seobserva en la figura 4.10.Rabel-1 Abanico submarino de piso de cuenca NOEIliniza-1SN1RABEL-1Najucal-1Canal/complejo de canalDesborde proximalDesborde distal1 KmFigura 4.11 Mapa de facies sedimentarias y registros que muestran el modelosedimentológico del yacimiento.46

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoEstratigrafíaEn la Cuenca Terciaria de Veracruz se han identificado5 unidades productoras, que van desde el Mioceno Inferioral Plioceno Inferior, dentro de éstas se encuentrael yacimiento del campo Rabel, en la que correspondeal cuerpo MM_11.7 del Mioceno Medio, tiene comolímite inferior la discordancia LS_MI_16_38 y comolímite superior a una máxima superficie de inundaciónMSI_MM_11_20, el rango de edad establecido es de11.2 a 11.7 millones de años. El ambiente sedimentariocorresponde a un abanico submarino cuyas faciesestán representadas por un complejo de canales ydesbordes proximales a distales, figura 4.11.TrampaEl objetivo corresponde a una trampa de tipo combinada,ligeramente flanqueada hacia la porción Oriente de lacima de la estructura Rodríguez Clara, cuyo alineamientotiende a levantarse hacia el Sureste, de forma alargaday con una orientación en dirección Noroeste-Sureste,cubriendo un área de 4.5 kilómetros cuadrados.Roca almacénLa roca almacén del yacimiento Rabel se compone deuna arenisca masiva de grano fino a medio, con buenaclasificación, su porosidad es de tipo intergranular,con lutitas intercaladas que presentan laminacionesparalelas y cruzadas, los clastos están subredondeados,con buena clasificación, que corresponden aun complejo de canales pertenecientes a un abanicosubmarino, figura 4.12.Roca generadoraLa composición molecular del gas del pozo Rabel-1(intervalo 2,081-2,095 m) indica presencia de GasSeco (contenido de Metano=95.6 por ciento) y lacomposición isotópica indica que es de tipo Biogénico(Delta Carbono 13 = -66.66). Estos datosmuestran una mezcla de gas biotermogénico, sinembargo el de mayor porcentaje es de tipo biogénicoque proviene de las rocas generadoras delMioceno, encontrado en casi todos los pozos quehan cortado esta formación en la porción Norte delárea y cuya información geoquímica ha reportadoun COT (Contenido Orgánico Total) residual de 0.9por ciento (1.5 por ciento original) proveniente deun Kerógeno tipo III. El gas biogénico es generadopor la reacción química bacteriana con la materiaorgánica a profundidades menores a 1000 metros,se lleva a cabo a temperaturas menores de los 80°Celsius y en ambientes con rápida y alta tasa desedimentación.CanalDesborde distalCanal principal2,081 2,089ɸ= 31%ɸ= 25% Ak= 531 mdk= 406 mdADɸ= 28%k= 682 mdɸ= 28%Ak= 593 mdɸ= 29%ɸ= 29%ɸ= 32%k= 741 mdk= 611 mdk= 1,102 mdBAAACBɸ= 30%k= 337 mdAɸ= 26%ɸ= 28%k= 30 mdk= 622 mdSecuencia Bouma idealTamañoMecanismograno Características transporteInterturbiditaEE Generalmente lutita SuspensiónintemperizadaLodoDD Laminación paralela sup. Mezclaɸ= 30%k= 1,801 mdBɸ= 30%k= 1,009 mdADɸ= 31%k= 1,053 mdɸ= 30%Ak= 1,399 mdAAɸ= 31%k= 443 mdCCAɸ= 31%k= 583 mdAɸ= 28%k= 684 mdɸ= 28%k= 623 mdɸ= 30%k= 540 mdAɸ= 29%k= 781 mdCBAArenaArenaa granulado en la baseLimoCBLaminación en rizaduras,ondulante o convolutaLaminación en planosparalelosTracciónA Masiva a gradada SuspensiónBouma, 1962Figura 4.12 Calidad de la roca almacén del yacimiento Rabel.47

DescubrimientosRoca selloLa información que se tiene de toda la columna estratigráficade la cuenca, aunada a los datos sísmicosy a los patrones de registros geofísicos de los pozosexistentes en el área, evidencian la existencia de espesoresconsiderables de rocas arcillosas (20 a 400metros) e inducen a postular que dichos espesoresde lutitas funcionan como sellos regional y local paratodas las trampas que contienen los hidrocarburos dela Cuenca Terciaria de Veracruz.YacimientoEl análisis petrofísico de los registros geofísicospara el yacimiento Rabel (2,080-2,121 m) definió unespesor bruto y neto de 41 y 36 metros respectivamente,una relación neto/bruto de 87 por cientoy un espesor neto impregnado de 30 metros. Laporosidad calculada fue de 28 por ciento, una permeabilidadde 709 milidarcys, saturación de agua(Sw) de 20 por ciento y un volumen de arcilla (Vcl)de 14 por ciento. Para el núcleo 1 cortado en elyacimiento la porosidad varía de 25 a 31 por cientoy la permeabilidad de 23 hasta 1500 milidarcies. Elpozo resultó productor de gas seco con 7.0 millonesde pies cúbicos por día.ReservasCon la evaluación del modelo geológico integral, sedeterminaron los parámetros necesarios para evaluarla reserva técnica del yacimiento, definiendo un áreatotal de 4.9 kilómetros cuadrados; con una reservaprobada de gas natural de 54.5 miles de millones depies cúbicos, una reserva probada más probable de73.9 miles de millones de pies cúbicos y finalmente142.1 miles de millones de pies cúbicos en la reservasprobadas más probables más posibles.Cuencas del SurestePachira-1El pozo Pachira-1 se localiza al Este de la ciudad deParaíso, Tabasco y al Noroeste del campo Sen, figura4.13. Geológicamente se encuentra en el límite Orientalde la Cuenca Reforma-Comalcalco.NOESPachira-1Figura 4.13 Plano de localización del campo Pachira.48

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoCretácico SuperiorCretácico MedioFigura 4.14 Mapas estructurales de los horizontes Cretácico Superior y Medio.Geología estructuralTrampaEl modelo estructural del área se observa en la figura4.14; donde se puede ver el comportamiento estructuralque sube hacia el campo Sen y baja hacia el pozoPachira-1, separado por un anticlinal en la zona delpozo de Melocotón-1. Forma parte del alineamientoestructural Sen-Pachira donde ambos pertenecen albloque cabalgante limitado al Este por una falla inversade dirección Noroeste-Sureste con caída al Oeste.EstratigrafíaLa columna geológica explorada en este campo incluyerocas que varían en edad del Cretácico Medioal Plioceno-Pleistoceno, se interrumpe la columna anivel Albiano Inferior por efecto de una falla inversaque repite los estratos del Terciario, probablementePaleoceno-Eoceno. Se encuentra discordante el límiteMioceno-Oligoceno por ausencia del Oligoceno Superior,figura 4.15.La trampa es un anticlinal con orientación Noroeste-Sureste, limitado al Este por una falla inversa y haciael Norte, Sur y Oeste, presenta cierre estructural porbuzamiento de sus capas. Sus dimensiones son 2 kilómetrosde ancho por 3 kilómetros de largo para unasuperficie aproximada de 6 kilómetros cuadrados parael Cretácico Medio y 3 kilómetros de largo por 3 kilómetrosde ancho para una superficie aproximada de9 kilómetros cuadrados para el Cretácico Superior.Roca almacénLa roca almacén del Cretácico Medio consiste demudstone-wackestone recristalizado, fracturado ymicro fracturado, con impregnación de aceite ligeroy residual, figura 4.16. El espesor bruto de estas rocases de 226 metros, con un espesor neto impregnadode 85 metros, el medio ambiente de depósito es decuenca.49

DescubrimientosSistemaPeriodoEdadLitologíaAmbientenRoca AlmacéRoca SelloPliocenoPleistocenoCretácico Superioro. . . . .. . . . .. . . . .. . . . . .2,015 mT e r c i a r iMiocenoSalT T T T T TT T. T.T . T . T.T. . . . . .. . . . .. . . . . .T T T T T TT T T T T T T. .. . . . .. . . . . . .4,190 mOligocenoEocenoPaleocenoT T T T T T. . .. .. .. . . . ... ...T T TT T4,650 m4,920 m5,275 m5,430 mMaastrichtiano5,500 mC r e t á c i c oM edioSuperiorCampanianoSantonianoConiacianoTuronianoCenomanianoAlbianoSuperiorAlbianoMedio5,890 m5,9005,9205,9535,9626,035 mCretácico MedioIntervalo productor5,900-5,920 y 5,953-5,962Aceite= 3,019 bd 41.6 °APIGas= 7.904 mmpcdEstrangulador = 1/2”AlbianoInferiorIndeterminadoT T T T T TT TT TT T6,115 mP.T. 6,253 mAmbientesRampa internaRampa externaCuencaFalla inversaFigura 4.15 Columna estratigráfica presente en el campo.La roca almacén del Cretácico Superior consiste demudstone-wackestone recristalizado, fracturado ymicro fracturado con impregnación de aceite residualy ligero en porosidad secundaria intercristalinay microfracturas.El espesor bruto de estas rocas es de 155 metros,con un espesor neto impregnado de 83 metros.El ambiente de depósito de estas rocas es decuenca.Roca generadoraLa información existente en el área nos indica que laroca generadora de hidrocarburos en estos yacimientos,corresponde a un mudstone arcillo-carbonosocon alto contenido de materia orgánica pertenecienteal Jurasico Superior Tithoniano.Roca selloLa información que se tiene de la columna estratigráficade la cuenca, además de los datos sísmicos ylos registros geofísicos de los pozos existentes en elárea, proporcionan la existencia de espesores considerablesde rocas arcillosas e inducen a postular quelos espesores de lutitas del Paleógeno y margas delCretácico Superior funcionan como sellos regional ylocal para las trampas que contienen los hidrocarburosen el área.50

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoLuz naturalEpifluorescenciaCretácico SuperiorInt. potencialInt. no disparadoCretácico MedioIntervalo productor5,900-5,9205,953-5,962Figura 4.16 Micrografías que muestran la calidad de la roca almacén del yacimiento Cretácico Medio.YacimientoLos yacimientos están constituidos por mudstonewackestonerecristalizado, con porosidad intercristalinay microfracturas, con impregnación de aceiteligero, la presencia de manifestación de hidrocarburosinicia desde la profundidad de 5,785 metros desarrollados,con lecturas altas de gas en el lodo.y 5,953-5,962 metros, con una producción de 3,019barriles diarios de aceite y 7.5 millones de pies cúbicosde gas, la presión de fondo es de 569 Kilogramossobre centímetros cuadrado (kg/cm2). Se estimo unespesor bruto de 226 metros, espesor neto impregnadode 85 metros, con una relación neto-bruto de0.38, porosidad y saturación de agua de 3.6 y 22 porciento, respectivamente.Los resultados obtenidos de la evaluación petrofísicapara el Cretácico Superior, en el intervalo 5,739-5,896metros desarrollados bajo la mesa rotaria (5,407-5,562metros verticales) aportaron: un espesor bruto de 155metros, un espesor neto impregnado de 83 metros,para una relación neto-bruto de 0.5, con una porosidadpromedio de 5.3 y saturación de agua promediode 2.3 por ciento.Para el Cretácico Medio, que resultó productor deaceite de 39° grados API, en los intervalos 5,900-5,920ReservasLas reservas totales o 3P estimadas para el bloquePachira fueron de 25.0 millones de barriles deaceite, 66.9 miles de millones de pies cúbicos degas natural y 40.4 millones de barriles de petróleocrudo equivalente. Las reservas de petróleo crudoequivalente para la categoría probada, equivalena 24.2 millones de barriles, mientras que en lacategoría de posible se tienen 16.2 millones debarriles.51

DescubrimientosBricol-2DLEl campo Bricol se encuentra en el área productoraChiapas-Tabasco, 13 kilómetros al Oeste de la ciudadde Comalcalco, Tabasco, figura 4.17, dentro de la jurisdiccióndel Activo Integral Bellota-Jujo. El campose conforma por una estructura asimétrica compuestapor tres altos estructurales, con orientación aproximadaNoroeste-Sureste. Actualmente se cuenta con4 pozos productores en este campo, todos a niveldel Jurásico Superior Kimmeridgiano, sumando unaproducción promedio de 17,500 barriles por día deaceite volátil de 37 grados API y 23 millones de piescúbicos diarios de gas.Geología estructuralEl campo Bricol se conforma por una estructura asimétricacompuesta por tres altos estructurales, conorientación aproximada Noroeste-Sureste, figura4.18. Como se alcanza a apreciar en la figura, los bloquesI y II de Bricol, son aproximadamente paralelos alos bloques de Yagual y Chinchorro, respectivamente.Hacia el flanco Este, ambos bloques están limitadospor fallas inversas asociados a una dualidad de tectónicasalina y esfuerzos compresivos. El bloque III seencuentra más bajo que los otros dos, aparentementedebido a un colapso por evacuación de sal.EstratigrafíaLa columna atravesada por los pozos perforados hastala fecha, comprende rocas que varían en edad, desdeel Jurásico Superior Kimmeridgiano, hasta rocas deedad Plioceno-Pleistoceno. La sección estratigráficade la figura 4.19 ilustra la interpretación estratigráfica,a nivel del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano,entre los pozos de este campo. Todos ellos sonproductores a nivel Kimmeridgiano.Las rocas del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano,dada la presencia de bancos oolíticos en la unidad2 del pozo Bricol-2DL, se infiere corresponden aun ambiente de depósito de rampa de alta energía.Figura 4.17 Mapa de ubicación del campo Bricol.52

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoNOEBricol-1SFigura 4.18 Configuración en profundidad de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.Bricol-1 Bricol-21 Bricol-1DL Bricol-2DL01,272m 1,190m 7,699mJurásico Tithoniano-100Rampa externa ?JSK1-200-300-400-500-600Qo = 5,215 bpd5,872-6,003 md(agujero descubierto)Est. 3/8”Qo = 5,215.78 bpdQg = 7.36 mmpcdRGA = 351 m 3 /m 3PTP cdo = 501 kg/cm 2API =36°JSK2Qo = 8,700 bpd6,170-6,543 md(agujero descubierto)Est = ½”Qo = 8,700 bpdQg = 12.3 mmpcdPTP = 472 kg/cm 2API = 37Intervalo productor Intervalo disparado Intervalos productoresQo = 1,487 bpdSedimentos de baja energíaRampa interna??Sin manifestar6,720-6,755 mdEst = 3/8¨Qo = 1,487 bpdQg = 1.81 mmpcdRGA = 218PTP = 102 kg/cm 2API = 37JSK2JSK3DolomíasJSK4Sedimentosde altaenergía,bancosoolíticosurásico KimmeridgianoJuFigura 4.19 Sección estratigráfica entre los pozos del campo Bricol.53

DescubrimientosTrampaLas trampas que conforma este yacimiento a nivelMesozoico, son del tipo estructural, como se puedeapreciar en la figura 4.20. Las fallas inversas presentesen el flanco Este de los bloques I y II, están asociadasa la tectónica compresiva del área y representan uncierre contra falla. Hacia el flanco Oeste de ambosbloques, el cierre estructural se da por buzamiento,aunque éste es más fuerte en el bloque I. Contrastacon lo anterior el carácter estructural del Bloque III,el cual se considera un bloque colapsado por evacuaciónde sal, motivo por el cual quedó más bajoestructuralmente que los bloques generados porcompresión. Como referencia, el área del Bloque IIa nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano es de 23kilómetros cuadrados.Roca almacénA nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano, en elbloque I predomina la presencia de intervalos depackstone de bioclastos recristalizado con microfracturas,algunas de ellas impregnadas de aceite ligeroy pesado; se tiene alternancia con algunos intervalosde mudstone-wackestone y en menor cantidad deintervalos de grainstone de oolitas correspondientescon un ambiente de depósito de rampa interna. En elbloque II, el pozo Bricol-2DL, es muy similar al bloque Ien la parte alta del JSK, solo que con menor presenciade mudstone-wackestone; sin embargo, a partir de laprofundidad de 6,550 metros desarrollados y hasta laprofundidad total del pozo presentó una columna dedolomía mesocristalina con microfracturas que no sepresentó en el bloque I. Dicha columna correspondecon los intervalos productores de este pozo.A nivel Cretácico Medio, la columna se caracteriza porun mudstone de planctónicos y bioclastos, fracturado,depositado en un ambiente de cuenca.Roca generadoraCon base en los estudios geoquímicos de biomarcadorese isotopía que se han realizado en los aceitesde los campos del área, es clara la presencia de dossubsistemas de generación para el área Chiapas-Tabasco: Tithoniano carbonatado y Cretácico Inferior.En este caso la generación proviene de sedimentosdel Jurásico Superior Tithoniano. Las característicasgeoquímicas de estos aceites nos señalan que lasrocas generadoras tienen una afinidad a ambientesBricol-1 Bricol-1DL Bricol-2DL3,0004,0005,0006,0007,000Figura 4.20 Sección sísmica en profundidad mostrando las fallas inversas que caracterizan el cierre estructuralhacia el flanco Este de los bloques Noroeste y Sureste.54

Las reservas de hidrocarburos de Méxicomarino-carbonatados, con baja proporción de arcillasque fueron depositadas en condiciones de rampa.Roca selloEl sello superior para el Jurásico Superior Kimmeridgianolo constituyen rocas arcillo-calcáreas de cuenca,de edad correspondiente al Tithoniano. Dichas rocashan probado su efectividad como sello en los camposque se tienen en el área. Para el Cretácico Medio, elsello lo constituyen las margas y lutitas del CretácicoSuperior y Paleógeno.YacimientoPara el correspondiente al Jurásico Superior Kimmeridgiano,está constituido por packstone de bioclastosrecristalizado, con microfracturas, algunas de ellasimpregnadas de aceite ligero y pesado; se tienealternancia con algunos intervalos de mudstonewackestoney grainstone de oolitas correspondientesa un ambiente de depósito de rampa interna. El bloquedel pozo Bricol-2DL, es similar al bloque I en laparte alta del JSK, pero a partir, de la profundidad de6,550 metros desarrollados, se presenta una dolomíamesocristalina con microfracturas.Este campo se descubrió con la perforación delpozo Bricol-1, el cual se terminó en febrero de 2009,probando el intervalo 5,872-6,003 metros (JSK) enagujero descubierto, resultando productor de aceitevolátil de 37 grados API con 5,216 barriles por día y7.4 millones de pies cúbicos por día de gas, por unestrangulador de 3/8 de pulgada.Posteriormente en febrero de 2010, se terminó el pozodelimitador Bricol-1DL, el cual se probó en el intervalo7,060-7,003 metros, sin manifestar. Se disparó en elintervalo 6,720-6,755 metros (JSK), reportando unaproducción de 1,487 barriles por día y 1.8 millonesde pies cúbicos diarios, por un estrangulador de 3/8de pulgada, por lo que se dio una reclasificación dereservas del Bloque-I.En mayo de 2010, se terminó el pozo Bricol-21, quedandocomo productor en agujero descubierto en elintervalo 6,170-6,542 m., con 8,680 barriles diarios y12.3 millones de pies cúbicos por día, por un estranguladorde ½ pulgada, ajustándose gradualmente aun nivel de producción similar al Bricol-1.En diciembre de 2010, se terminó el pozo delimitadorBricol-2DL, para evaluar el potencial del Bloque-II. Sedisparó el intervalo (JSK) 6,638-6,689 metros, aportando1,971 barriles por día de aceite de 38 gradosAPI y 0.97 millones de pies cúbicos diarios de gaspor un estrangulador de 3/8”. Se realizó una pruebade presión producción, determinándose con ella queexistía un daño de 40 debido a la penetración parcial,por lo que se adicionaron los intervalos 6,540-6,575 y6,605-6,620 metros; mejorando el flujo y alcanzandola producción de 5,501 barriles y 5 millones de pies cúbicosdiarios, por un estrangulador de ½ pulgada.ReservasLas reservas 3P estimadas para el bloque Bricol 2DLfueron de 188.9 millones de barriles de aceite, 198.3miles de millones de pies cúbicos de gas natural y236.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.Las reservas de petróleo crudo equivalente paralas categorías probada y probable son 31.4 y 163.2millones de barriles respectivamente.4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientosLa dinámica de los volúmenes descubiertos en elperiodo de los últimos cuatro años (2007-2010), sepresentan en el cuadro 4.4, la agrupación es porcuenca y las categorías de reserva se totalizan poraceite, gas natural y petróleo crudo equivalente. Elhistórico de estas reservas corresponde al reportadocada primero de enero del siguiente año.La incorporación de nuevos yacimientos con volúmenescomerciales se ha mantenido desde el 2007 por arriba55

DescubrimientosCuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2007-2010.1P 2P 3PAño Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural TotalCuenca mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce2007 Total 129.1 244.3 182.8 467.5 944.8 675.4 708.3 1,604.0 1,053.2Burgos 0.0 49.4 9.6 0.0 80.4 15.7 0.0 168.4 32.6Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 242.6 47.6 0.0 708.8 138.9Sureste 128.8 160.6 166.4 466.7 556.2 598.9 706.1 650.6 865.2Veracruz 0.3 34.3 6.8 0.8 65.6 13.2 2.2 76.2 16.52008 Total 244.8 592.0 363.8 681.5 1,134.8 912.4 1,095.6 1,912.8 1,482.1Burgos 0.0 40.7 7.4 0.0 57.8 10.5 0.0 267.1 48.9Sureste 244.8 440.8 335.2 681.5 798.2 848.3 1,095.6 1,331.9 1,372.9Veracruz 0.0 110.6 21.3 0.0 278.9 53.6 0.0 313.8 60.32009 Total 276.4 566.2 388.9 617.7 1,277.9 879.2 1,008.1 3,733.0 1,773.9Burgos 0.0 58.6 12.3 0.0 115.5 24.4 0.0 226.3 48.1Sabinas 0.0 49.0 9.4 0.0 59.0 11.3 0.0 72.5 13.9Sureste 276.4 451.4 365.8 617.7 1,096.2 842.0 1,008.1 3,427.0 1,710.5Veracruz 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.42010 Total 136.6 455.7 230.8 352.8 903.8 543.0 877.8 2,724.0 1,437.8Burgos 0.0 20.2 4.3 0.0 40.3 8.4 0.0 78.0 16.4Sabinas 0.0 6.2 1.2 0.0 10.4 2.0 0.0 19.1 3.7Sureste 136.6 374.8 215.1 352.8 779.2 518.7 866.8 2482.6 1380.2Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0Veracruz 0.0 54.5 10.2 0.0 73.9 13.8 0.0 142.1 26.6del millón de barriles de petróleo crudo equivalente. Elvalor más notorio de este periodo sigue siendo el volumendescubierto en 2009, sin embargo de los 1,437.8millones de barriles de petróleo crudo equivalentedescubiertos en 2010, treinta y nueve por ciento sonaportados por el gas natural, y de esta fracción, el gasnatural no asociado representa el 73. 4 por ciento.La historia de los últimos cuatro años de actividad exploratoriaha mantenido la incorporación de reservasde aceite y gas natural en valores superiores a los milmillones de barriles de petróleo crudo equivalente,dando un promedio aritmético de incorporación iguala 1,436.7.0 millones de barriles de petróleo crudoequivalente por año.La incorporación de reservas nuevas es fruto del esfuerzoque Pemex Exploración y Producción realizaaño con año en sus proyectos, las componentes deestos proyectos son Evaluación del Potencial, Incorporaciónde reservas nuevas y la Delimitación de lodescubierto. La participación de cada uno de estoscomponentes es estratégico para el resultado final detodos los años, el éxito exploratorio. Nuevamente lascuencas del Sureste fueron las del mayor aporte devolúmenes nuevos, en estas cuencas destacan losyacimientos de las Regiones Marinas ubicados en loshorizontes geológicos del Cretácico Superior y el Jurásicoque son las rocas almacenadoras con mayoresacumulaciones en explotación y por desarrollar.Desde el punto de vista del número de pozos conéxito comercial, las cuencas del Sureste registraron11 pozos en el 2010, le sigue la cuenca de Burgos con9 pozos y finalmente las cuencas de Veracruz y deTampico-Misantla con 1 pozo respectivamente.56

Las reservas de hidrocarburos de Méxicommbpce1,773.91,482.11,437.83P1,053.2912.4879.2675.4182.8363.8388.9543.0230.82P1P2007 2008 2009 2010Figura 4.21 Trayectoria de la restitución de las reservas1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.La comparación entre lo descubierto en 2009 conrespecto al 2010 refleja una reducción del 12.9 porciento de la fase aceite al pasar de 1,008.1 a 877.8millones de barriles. Las proporciones de la composicióndel aceite descubierto en 2010 se ordenan de lasiguiente forma: 67.1 por ciento de aceite superligero,29.0 por ciento de aceite pesado y 3.9 por cientode aceite ligero. El aceite superligero permitirá en elcorto plazo mejorar la mezcla del crudo mexicano deexportación.Comparando la fase gas natural, las reservas 3P descubiertasen 2010 reflejan una reducción del 27.0 porciento respecto al volumen descubierto en 2009, sepaso de 3,733.0 a 2,724.0 miles de millones de piescúbicos. Sin embargo, aún con esta disminución latendencia del gas sigue en ascenso desde el año 2007.Del total del gas natural descubierto en 2010, 84.9 porciento corresponde al gas no asociado y 15.1 por cientoestán atribuidos al gas asociado. Las proporciones dela composición del gas natural no asociado descubiertoen 2010 se ordena de la siguiente forma: 89.7gas y condensado, 7.6 por ciento gas seco y 2.7 porciento gas húmedo. Las cuencas gasíferas de Burgosy Veracruz siguen aportando nuevos yacimientos y suparticipación en el 2010 quedo registrada de la siguienteforma: Burgos 3.6 por ciento del total de gas naturaldescubierto, Veracruz 5.2 por ciento del total de gasnatural descubierto. Las cuencas del Sureste aportaron91.1 por ciento del total de gas natural descubierto.La trayectoria de la tasa de restitución de las reservasdurante el período 2007 a 2010 se presenta en la figura4.21, donde se aprecia el incremento sostenidoen los volúmenes incorporados de petróleo crudoequivalente.57

5Distribución de las reservasde hidrocarburosEl objetivo de este capítulo es detallar la variación delas reservas en sus categorías probada, probable yposible, a nivel regional y activo, durante el año 2010.Con ello, se pretende explicar los volúmenes de reservasactuales a partir de factores como adiciones, revisiones,desarrollos y naturalmente la producción.Conviene recordar que las adiciones comprendentanto los descubrimientos como las delimitacionesproducto de la perforación de pozos exploratoriosy por tanto, la variación en el volumen de reservaspuede ser un incremento o decremento. Asimismo, elconcepto de desarrollos está relacionado a las modificacionesde las reservas producto de la perforaciónde pozos de desarrollo y el resultado puede traducirseen una ajuste positivo o negativo de las reservas.En las revisiones, no hay perforación de pozos y lasmodificaciones resultantes son producto del análisisdel comportamiento presión-producción de los campospor su trayectoria productiva, o actualizaciones alos modelos estáticos por nueva información. Finalmente,la producción de aceite y gas natural es unevento significativo que regularmente disminuye demanera directa a la reserva probada, que es la queestá produciendo.Como es usual, todas las cifras de reservas presentadasa lo largo de este capítulo han sido estimadasde acuerdo a definiciones aceptadas en la industria.Para el caso de las reservas probadas, éstas fueronvinculadas a los lineamientos establecidos por la Securitiesand Exchange Commission (SEC). En el casode las reservas probables y posibles, las definicionesempleadas corresponden a las emitidas por la Societyof Petroleum Engineers (SPE), la American Associationof Petroleum Geologists (AAPG), la Society ofPetroleum Evaluation Engineers (SPEE) y el WorldPetroleum Council (WPC).En las siguientes páginas se presentan las variacionesde los volúmenes originales y reservas de hidrocarburosen sus diferentes categorías a nivel región y activo,desglosadas en aceite, gas natural y petróleo crudoequivalente, en el caso del aceite éste se clasifica enpesado, ligero y superligero. Asimismo, el gas naturalse compone de gas asociado y gas no asociado.Aún cuando en el capítulo 4, se han documentado lasactividades exploratorias, es necesario mencionarlasporque forman parte del balance que determina la variacióndel 1 de enero de 2010 al 1 de enero de 2011.5.1 Región Marina NoresteGeográficamente, la región se localiza en el Suroestede la República Mexicana, en aguas territorialesnacionales, frente a las costas de los estados deCampeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca unasuperficie aproximada de 166,000 kilómetros cuadradose incluye parte de la plataforma continental yel talud del Golfo de México. La figura 5.1 muestra lalocalización geográfica de la región.La Región Marina Noreste está constituida por losactivos integrales: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, cuyaresponsabilidad comprende la administración de losyacimientos desde etapas exploratorias, incorporaciónde reservas y delimitación, hasta las etapas deproducción y abandono de los campos.Uno de los objetivos estratégicos de Petróleos Mexicanoses la incorporación de volúmenes de hidro-59

Distribución de las reservas de hidrocarburosNEstados Unidos de AméricaOESBaja California NorteSonoraChihuahuaCoahuilaBaja California SurSinaloaDurangoNuevo LeónGolfo de MéxicoOcéano PacíficoNayaritZacatecasSan Luis PotosíAguascalientesTamaulipasGuanajuato VeracruzJaliscoQuerétaroHidalgoMéxicoColimaMichoacánD.F. TlaxcalaMorelosPueblaTabascoCampecheRegiónMarinaNoresteYucatánQuintana RooGuerreroOaxacaChiapasBeliceGuatemalaHonduras0100 200 300 400 500 KmEl SalvadorFigura 5.1 La Región Marina Noreste se localiza dentro de aguas territoriales nacionales frente a lascostas de Campeche, Yucatán y Quintana Roo.carburos orientados a restituir la producción de losyacimientos existentes. Dicha incorporación por conceptode adiciones exploratorias, se ha concentradode manera importante en la Región Marina Noreste.Durante 2010, resultó exitosa al descubrirse el campoUtsil, además de incorporarse volúmenes adicionalesen campos ya existentes. Del mismo modo, hapermitido colocar al Activo Integral Ku-Maloob-Zaapcomo el primer productor de crudo a nivel nacional.Actualmente la región administra 28 campos conreservas remanentes, 14 de los cuales registran, al 1de enero de 2011 producción: 9 en Cantarell y 5 enKu-Maloob-Zaap, con una producción anual duranteel año 2010 de 510.0 millones de barriles de aceitey 578.0 miles de millones de pies cúbicos de gasnatural, lo que significó aportar 54.2 y 22.6 de la producciónnacional de aceite y gas, respectivamente.Los campos que no se encuentran en explotación al 1de enero de 2011 son Kambesah y Után en Cantarelly Ayatsil, Baksha, Chapabil, Kayab, Nab, Numán, Pit,Pohp, Tekel, Tson, Utsil y Zazil-Ha en Ku-Maloob-Zaap.La figura 5.2 indica los nombres de los activos integralesque componen a la Región Marina Noreste.La producción promedio diaria de la Región MarinaNoreste durante 2010, fue de 1,397.2 miles de barrilesde aceite y 1,583.7 millones de pies cúbicos de gasnatural. Como en años anteriores el campo Akal delcomplejo Cantarell se mantiene, como el más importantedel país. En 2010, Akal tuvo una produccióndiaria de 369.6 mil barriles de aceite y 1,191.4 millonesde pies cúbicos de gas natural, todo esto comoresultado de las actividades orientadas a mantener elfactor de recuperación del proyecto Cantarell y dentrode las cuales destacan la perforación, reparación y terminaciónde pozos y la continuación del proyecto demantenimiento de presión del yacimiento mediante60

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoN460500 540 580 620OSEGolfo de MéxicoActivo IntegralKu-Maloob-ZaapTunichZazil-HaMaloobBacabLum2170ZaapKuKutzIxtocPok-1CantarellEkBalamChacTakínActivo IntegralCantarellTakín-1012130200 m2090100 m50 m25 mDos BocasFrontera010 20 30 40 kmCd. del Carmen2050Figura 5.2 Ubicación geográfica de los activos integrales de la Región Marina Noreste.inyección de nitrógeno. Asimismo, el proyecto Ku-Maloob-Zaap continúa incrementando gradualmentesu producción, como consecuencia del desarrollo enlos campos Maloob y Zaap. De acuerdo a lo anterior,se prevé que tal y como sucedió en 2010, la RegiónMarina Noreste continuará siendo, la principal productorade aceite crudo a nivel nacional.5.1.1 Evolución de los volúmenes originalesLos volúmenes originales de la Región Marina Noreste,tanto de aceite crudo como de gas natural en susdiferentes categorías y para los últimos tres años, semuestran en el cuadro 5.1.Al 1 de enero de 2011, el volumen original probadode aceite de la región ha sido estimado en 60,014.7millones de barriles, que representa 37.0 por cientodel volumen del país en dicha categoría, lo que setraduce en un incremento derivado de la actividadexploratoria y el desarrollo de los campos de la región.A nivel activo, el Activo Integral Cantarell contienela mayor parte del volumen, esto es, 37,317.0millones de barriles de aceite, lo que significa 62.2por ciento del total de la región. En lo que correspondeal Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, éste registra22,697.7 millones de barriles de aceite, que representan37.8 por ciento del volumen regional, mostrandoun incremento con respecto al año anterior,fundamentalmente por revisión e incorporación devolúmenes de yacimientos nuevos. En cuanto al volumenoriginal probable de aceite en la Región MarinaNoreste, éste alcanzó 5,556.2 millones de barriles,que representan 7.1 por ciento del total nacional, loque a su vez significa un decremento con respectoal año pasado. El mayor volumen original probablede aceite corresponde al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap con 5,435.9 millones de barriles, equivalentesa 97.8 por ciento de la región, esto como resultado61

Distribución de las reservas de hidrocarburosCuadro 5.1 Evolución histórica en los últimos tres años de los volúmenesoriginales en la Región Marina Noreste.Año Volumen Aceite crudo Gas naturalmmbmmmpc2009 Total 66,087.6 26,033.0Probado 54,356.6 23,981.4Probable 5,616.1 897.3Posible 6,114.9 1,154.32010 Total 69,808.2 26,713.9Probado 58,496.2 24,488.2Probable 5,580.0 1,027.1Posible 5,732.0 1,198.62011 Total 73,483.2 27,462.5Probado 60,014.7 24,847.9Probable 5,556.2 1,036.2Posible 7,912.3 1,578.4de las actividades de exploración y revisión. Porotro lado, el Activo Integral Cantarell reporta 120.3millones de barriles, lo que representa 2.2 por cientode la región. En lo que concierne al volumen originalposible de aceite tuvo un incremento con respectoa 2010 por incorporación y revisión, éste se ubicóen 7,912.3 millones de barriles, que equivalen a 12.0por ciento del volumen nacional. El Activo IntegralCantarell contiene 93.5 millones de barriles en suscampos y el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap concentra7,818.8 millones de barriles.Con respecto al volumen original probado de gasnatural, en la Región Marina Noreste se estimaron24,847.9 miles de millones de pies cúbicos, éstacantidad representa 12.9 por ciento del total nacional.Este valor implica un incremento con respectoal reportado el año anterior, debido principalmentea los rubros de incorporación, desarrollo y revisión.El Activo Integral Cantarell aporta 17,662.6 miles demillones de pies cúbicos que constituyen el 71.1 porciento del volumen regional, mientras que el ActivoIntegral Ku-Maloob-Zaap aporta 7,185.2 miles de millonesde pies cúbicos, equivalentes a 28.9 por cientode la región, lo que significa un incremento sustancialen este activo.El volumen original probable de gas, asciendea 1,036.2 miles de millones de piescúbicos de gas natural, lo que representaun incremento con respecto al año anterior.El 95.8 por ciento corresponde al ActivoIntegral Ku-Maloob-Zaap y el 4.2 por cientorestante al Activo Integral Cantarell. Enrelación al volumen original posible de gasnatural, éste presenta una variación positivacon respecto al periodo anterior, como consecuenciade incorporación y revisiones enlos campos. Al 1 de enero de 2011, la cifraregional es de 1,578.4 miles de millones depies cúbicos de gas, donde el Activo IntegralKu-Maloob-Zaap contiene 89.8 por ciento delvolumen, mientras que Cantarell contribuyecon el 10.2 por ciento complementario.5.1.2 Evolución de las reservasLas variaciones de las reservas remanentes de aceitecrudo y gas natural durante los años 2009, 2010 y2011, se aprecian en las figuras 5.3 y 5.4. Al 1 de enerode 2011, las reservas totales 3P de la Región MarinaNoreste son 11,170.3 millones de barriles de aceitecrudo y 4,757.1 miles de millones de pies cúbicos degas natural, lo que equivale a 36.6 y 7.8 por ciento,respectivamente, del total nacional.En el caso de las reservas 2P, éstas se estiman en8,609.8 millones de barriles de aceite crudo y 3,908.3miles de millones de pies cúbicos de gas natural,que corresponden al 41.2 y 10.2 por ciento, respectivamente,de las reservas 2P del país. El cuadro 5.2presenta a nivel activo integral, la composición de lasreservas 1P, 2P y 3P de aceite y gas natural.La cifra de reserva probada de aceite, reportada al 1 deenero de 2011 asciende a 5,682.2 millones de barrilesy representa 55.9 por ciento de la reserva probadatotal del país. Con relación a la reserva probada degas natural, la cifra alcanza 3,083.2 miles de millones62

Las reservas de hidrocarburos de MéxicommbmmmpcPosibleProbable11,656.62,892.82,844.511,123.6 11,170.32,719.0 2,560.52,313.6 2,927.6PosibleProbable4,892.9896.1631.14,539.6871.4795.54,757.1848.8825.1Probada5,919.36,091.0 5,682.2Probada3,365.82,872.73,083.220092010 2011Figura 5.3 Evolución histórica de las reservasremanentes de aceite crudo de la Región MarinaNoreste en los últimos tres años.2009 20102011Figura 5.4 Evolución histórica de las reservasremanentes de gas natural de la Región MarinaNoreste en los últimos tres años.de pies cúbicos, representando 17.8 por ciento delas reservas probadas de gas a nivel nacional. Lasreservas probables y posibles de aceite son 2,927.6y 2,560.5 millones de barriles, cifras que representan27.3 y 26.5 por ciento, del valor de las reservasnacionales de aceite en estas categorías. Con base alos valores anteriores, las reservas 2P y 3P alcanzan8,609.8 y 11,170.3 millones de barriles.En cuanto al inventario de reservas probable y posiblede gas natural, éstas ascienden a 825.1 y 848.8 milesde millones de pies cúbicos, contribuyendo con 3.9y 3.7 por ciento, respectivamente, de las reservasnacionales de gas en estas categorías. Las reservas2P y 3P alcanzan 3,908.3 y 4,757.1miles de millonesde pies cúbicos de gas natural.Al 1 de enero de 2011 las reservas probadas desarrolladasy no desarrolladas de la región, registran valoresde 4,281.5 y 1,400.7 millones de barriles de aceite,mientras que para el gas natural se alcanzaron 2,541.7y 541.5 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.Por otra parte, las reservas probadas de aceitecrudo de 5,682.2 millones de barriles de acuerdo asu densidad, están constituidas por 99.2 por cientode aceite pesado, lo que equivale a 5,636.9 millonesCuadro 5.2 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Noreste.AceiteGas naturalReserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociadoActivo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc1P 5,636.9 45.3 0.0 3,068.7 14.4Cantarell 2,177.9 45.3 0.0 1,630.6 14.4Ku-Maloob-Zaap 3,459.0 0.0 0.0 1,438.1 0.02P 8,535.1 74.7 0.0 3,892.5 15.8Cantarell 3,369.1 74.7 0.0 2,050.8 15.8Ku-Maloob-Zaap 5,166.1 0.0 0.0 1,841.7 0.03P 11,095.6 74.7 0.0 4,699.3 57.8Cantarell 4,761.8 74.7 0.0 2,559.0 57.8Ku-Maloob-Zaap 6,333.8 0.0 0.0 2,140.3 0.063

Distribución de las reservas de hidrocarburosde barriles de aceite y el restante 0.8 por ciento deltotal probado de la región, que corresponde a 45.3millones de aceite ligero.En lo que respecta a la reserva probada de gas naturalde la región, se tienen 3,083.2 miles de millones depies cúbicos, cuya composición está distribuida enreservas de gas asociado y no asociado, correspondiendo3,068.7 miles de millones de pies cúbicos alasociado, o 99.5 por ciento, y 14.4 miles de millonesde pies cúbicos al no asociado equivalente a 0.5 porciento del total probado de la región.Aceite crudo y gas naturalcomportamiento presión-producción de los camposAkal, Ku e Ixtoc, la reclasificación de reservas probablesa probadas por la perforación de desarrolloen los campos Maloob y Zaap y la incorporación delcampo Utsil. Todo lo anterior en consecuencia permitióadicionar 790.7 miles de millones de pies cúbicosde gas natural. Sin embargo, este incremento resultóafectado ligeramente por la reducción de 8.2 miles demillones de pies cúbicos en el campo Sihil. A nivelde activo, Cantarell participa con 53.4 por ciento yKu-Maloob-Zaap con 46.6 por ciento de las reservasprobadas de gas natural de la región. Cabe mencionarque el campo Akal contribuye con 47.7 por ciento dela reserva regional.La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2011,para la Región Marina Noreste registra un volumen de5,682.2 millones de barriles, de los cuales 2,223.2 millonesó 39.1 por ciento se ubican en el Activo IntegralCantarell, mientras que 3,459.0 millones de barrilesde aceite, es decir 60.9 por ciento, le correspondenal Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo unincremento neto de 101.2 millones de barriles, conrespecto a la reportada el 1 de enero de 2010. Esteincremento se origina principalmente por la actualizacióndel modelo geológico-petrofísico del campoAyatsil, por la reclasificación de reservas probablesa probadas ocasionada por la perforación de pozosde desarrollo en los campos Maloob y Zaap, el comportamientopresión-producción de Ku y la incorporacióndel campo Utsil, que en conjunto suman 219.1millones de barriles de aceite. Asimismo, se presentandecrementos por 152.9 millones de barriles de aceitegenerados por la revisión del comportamiento depresión-producción en los campos Akal y Sihil. A nivelde campo, Akal y Maloob contienen el 52.7 por cientode reserva probada de aceite de la región.Respecto a la reserva probada de gas natural, seregistra un incremento neto de 788.5 miles de millonesde pies cúbicos, originada por la revisión delLa reserva probable de crudo a nivel región, al 1 deenero de 2011, presenta un incremento de 614.1 millonesde barriles de aceite, es decir, 26.5 por cientomayor con respecto al año anterior. En particular, loscampos Ayatsil, Tekel, Balam, Ek, Ku, Maloob, Utsil yZaap presentan incrementos por 658.1millones de barrilesde aceite, ocasionados en los dos primeros por laactualización de su modelo geológico-petrofísico, y enlos otros campos por su comportamiento presión-producción.Estos incrementos se vieron disminuidos porel decremento de 44.0 millones de barriles de aceite delos campos Akal, Ixtoc y Lum. Es conveniente señalar,que el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap concentra el58.3 por ciento de reserva probable de la región.En relación a la reserva probable de gas natural, presentaun incremento neto de 29.6 miles de millonesde pies cúbicos con respecto al 1 de enero de 2010 yse ubica en 825.1 miles de millones de pies cúbicos.Los principales incrementos se ubican en los camposAyatsil, Balam, Ek y Maloob que en conjunto adicionan66.6 miles de millones de pies cúbicos. Estosincrementos se vieron disminuidos por el decrementode 42.1 miles de millones de pies cúbicos de gasnatural de los campos Akal, Ixtoc, Ku y Zaap. A nivelactivo integral, las reservas de gas natural probablese concentran en Cantarell y Ku-Maloob-Zaap con51.1 y 48.9 por ciento respectivamente.64

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoCuadro 5.3 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región MarinaNo reste al 1 de enero de 2011.Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas secoen plantammmpc mmmpc mmmpcProbada 3,083.2 2,271.0 1,787.2Cantarell 1,645.1 1,254.6 988.7Ku-Maloob-Zaap 1,438.1 1,016.4 798.5Probable 825.1 593.4 466.4Cantarell 421.5 321.0 252.5Ku-Maloob-Zaap 403.6 272.4 214.0Posible 848.8 595.6 476.9Cantarell 550.2 433.4 349.5Ku-Maloob-Zaap 298.7 162.2 127.4Referente a la reserva posible de aceite, ésta seubica en 2,560.5 millones de barriles. Al compararéste volumen con el reportado el año anterior, sepresenta una reducción por 158.6 millones de barrilesde aceite. El decremento en cuestión se localizaprincipalmente en los campos Ayatsil y Maloob, con354.2 millones de barriles, originado por la revisióndel modelo estático y la reclasificación de reservasposibles a probables. Asimismo, se tienen incrementospor 207.6 millones de barriles de aceite, productode la incorporación de reservas en esta categoría enKayab originada a su vez por el descubrimiento delcampo Utsil. La reserva posible de la región a nivelactivo se concentra 54.4 por ciento en el ActivoIntegral Cantarell y el 45.6 por ciento restante en elActivo Integral Ku-Maloob-Zaap.de gas natural por activo integral estimadas al 1 deenero de 2011 en sus categorías probada, probabley posible, así como el gas a entregar en planta y elgas seco.Petróleo crudo equivalenteLa reserva probada al 1 de enero de 2011 asciende6,283.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.Este volumen representa el 45.5 por cientodel total nacional. Con relación al 1 de enero de 2010,la reserva presenta una variación neta positiva quemmbpce2,541.16,283.4Con relación a la reserva posible de gas natural, dela región, ésta muestra un decremento de 22.5 milesde millones de pies cúbicos con respecto al periodoanterior. Por lo que la reserva remanente alcanzaun valor al 1 de enero de 2011, de 848.8 miles demillones de pies cúbicos. En el balance negativo, sobresalenlos campo Ayatsil y Maloob con 50.4 milesde millones de pies cúbicos. Los campos Kayab yUtsil adicionan 30.6 miles de millones de pies cúbicos.Finalmente, el cuadro 5.3 presenta las reservas3,742.3Ku-Maloob-ZaapCantarellTotalFigura 5.5 Reservas probadas al 1 de enerode 2011, distribuidas por activo en la RegiónMarina Noreste.65

Distribución de las reservas de hidrocarburosmmbpceal 1 de enero de 2011 asciende a 3,084.6 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente, lo queequivale a nivel nacional a 20.5 por ciento. La figura5.6 presenta la distribución de la reserva por activo,siendo Ku-Maloob-Zaap el de mayor aporte con 57.8por ciento regional.La reserva posible en términos de petróleo crudoequivalente al 1 de enero del presente año asciendea 2,713.3 millones de barriles, que significan 19.0 porciento del total nacional. La figura 5.7 detalla la distribuciónde las reservas posibles de petróleo crudoequivalente por activo integral de la región, donde55.2 por ciento se localiza en el Activo Integral Canmmbpce1,302.1 3,084.61,214.42,713.31,782.61,498.9Ku-Maloob-ZaapCantarellTotalCantarellKu-Maloob-ZaapTotalFigura 5.6 Reservas probables al 1 de enerode 2011, distribuidas por activo en la RegiónMarina Noreste.Figura 5.7 Reservas posibles al 1 de enerode 2011, dis tribuidas por activo en la RegiónMarina Noreste.asciende a 125.0 millones de barriles. Producto de laintensa actividad física de exploración, desarrollo decampos, inyección de nitrógeno y el comportamientopresión-producción de los campos. Los camposAyatsil, Ku, Utsil y Zaap explican principalmente estavariación. En la distribución de reservas probadas poractivo, Ku-Maloob-Zaap representa el 59.6 por ciento,en tanto Cantarell contiene el 40.4 por ciento. La figura5.5 ilustra lo anteriormente descrito.La reserva probable registra un incremento de 605.1millones de barriles de petróleo crudo equivalente,ocasionada por las revisiones en los campos Ayatsil,Ek, Ku, Maloob y Zaap. Por tanto la reserva en cuestiónmmbpce13,357.7521.0283.5616.412,785.9503.7 254.412,097.2256.6368.9482.5243.1248.1298.0 -14.8 -553.412,081.3525.0259.7126.3Gas secoequivalenteLíquidos de plantaCondensado11,936.811,656.611,123.611,170.3Aceite2008 2009 2010 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción 2011Figura 5.8 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.66

Las reservas de hidrocarburos de Méxicotarell. Al cierre de 2010, se tiene un balance negativopor 192.6 millones de barriles de petróleo crudoequivalente, que se origina en gran parte por actualizacióndel modelo geológico-petrofísico de Ayatsil,la reclasificación de reservas posibles a probablesdel campo Maloob y la revisión del comportamientodel campo Akal. En lo que respecta a incrementos,la incorporación de reservas en los campos Kayab yUtsil en conjunto explican 207.6 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente. Comparada con elvolumen reportado el año anterior, la reserva total o3P de la región presenta un incremento neto de 537.5millones de barriles de petróleo crudo equivalente,para situarse en 12,081.3 millones de barriles de petróleocrudo equivalente al 1 de enero de 2011, concentrando28.0 por ciento del total nacional. La figura5.8 presenta y detalla a nivel regional la composiciónde la reserva total o 3P.Relación reserva-producciónLa relación reserva probada-producción de la RegiónMarina Noreste es de 11.4 años considerando unaproducción constante de 553.4 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente. Si en esta relación reserva-producciónse usa la reserva probada más probable(2P), el número de años asciende a 16.9 años,mientras que para la reserva (3P) es 21.8 años.En particular, el Activo Integral Ku-Maloob-Zaappresenta una relación reserva-producción de 11.4años, considerando que su producción en el periodoanterior fue de 329.6 millones de barriles de petróleocrudo equivalente. En tanto que para Cantarell resultade 11.4 años con una producción en 2010, de 223.8millones de barriles de petróleo crudo equivalente.Como resultado de las actividades de desarrollo ymantenimiento de presión del yacimiento mediante lainyección de nitrógeno, el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap se coloca como el primer productor de aceite anivel nacional con una producción de 903.1 miles debarriles diarios. Asimismo, esto ha permitido la reclasificaciónde reservas de probables a probadas.La relación reserva-producción probada más probable(2P) para el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap es de16.8 años, mientras que para la reserva probada másprobable más posible (3P), dicha relación es de 20.4años. El Activo Integral Cantarell tiene una relaciónreserva-producción probada más probable (2P) deCuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Noreste.Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Totalplantammb mmb mmb mmbpce mmbpce2009 Total 11,656.6 368.9 256.6 503.7 12,785.9Probada 5,919.3 256.1 183.0 353.9 6,712.3Probable 2,844.5 42.1 30.9 59.7 2,977.1Posible 2,892.8 70.7 42.8 90.2 3,096.52010 Total 11,123.6 248.1 243.1 482.5 12,097.2Probada 6,091.0 155.6 157.4 307.9 6,711.8Probable 2,313.6 40.9 42.5 82.6 2,479.5Posible 2,719.0 51.7 43.2 91.9 2,905.92011 Total 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3Probada 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4Probable 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6Posible 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.367

Distribución de las reservas de hidrocarburos17.2 años. La relación reserva-producción se incrementapara las reservas totales (3P) a 23.9 años.Reservas por tipo de fluidoLas reservas de hidrocarburos en función del tipo defluido son mostradas en el cuadro 5.4, referidas al 1 deenero de los años 2009 a 2011. Así, la reserva probadaremanente al cierre de 2010 de 6,283.4 millones debarriles de petróleo crudo equivalente, se componeen 90.4 por ciento de aceite crudo, 1.4 por ciento decondensado, 2.7 por ciento de líquidos de planta y 5.5por ciento de gas seco equivalente a líquido.Para el caso de la reserva probable, el volumen de3,084.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,está constituido por 94.9 por ciento de aceitecrudo, 0.7 por ciento de condensado, 1.5 por cientode líquidos de planta y 2.9 por ciento de gas secoequivalente a líquido.La reserva posible de petróleo crudo equivalente asciendea 2,713.3 millones de barriles y está distribuidaen 94.4 por ciento de aceite crudo, 0.7 por ciento decondensado, 1.6 por ciento de líquidos de planta y 3.4por ciento de gas seco equivalente a líquido.5.2 Región Marina SuroesteLa Región Marina Suroeste ha contribuido de manerasobresaliente con los objetivos que la empresa haplanteado dentro del marco estratégico nacional. Estose ha manifestado durante los últimos años a travésde la reposición de hidrocarburos producidos. Losnuevos descubrimientos a nivel regional han aportadovolúmenes importantes de reservas probadas,probables, y posibles poniendo de manifiesto el arduotrabajo que en la región se ha realizado. Adicionalmente,la Región Marina Suroeste tiene algunos desus campos en etapa de explotación avanzada, sinNEstados Unidos de AméricaOESBaja California NorteSonoraChihuahuaCoahuilaGolfo de MéxicoBaja California SurSinaloaDurangoZacatecasNuevo LeónTamaulipasRegiónMarinaSuroesteOcéano PacíficoNayaritSan Luis PotosíAguascalientesGuanajuato VeracruzJaliscoQuerétaroHidalgoMéxicoColimaMichoacánD.F. TlaxcalaMorelosPueblaTabascoYucatánQuintana RooCampecheGuerreroOaxacaChiapasBeliceGuatemalaHonduras0100 200 300 400 500 KmEl SalvadorFigura 5.9 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y del taludcon tinental del Golfo de México.68

Las reservas de hidrocarburos de Méxicoembargo, a través de los trabajos de administraciónde los yacimientos que integran a dichos campos seha logrado tener mejores comportamientos en términosde presión-producción, lo cual ha sido un factorprimordial para el mantenimiento de la producción, yen algunos casos lograr incrementos de cuotas de producciónadicionales a las contribuciones de la puestaen producción de nuevos yacimientos regionales.En términos geográficos, la región se ubica en aguasterritoriales que comprenden la plataforma y taludcontinental del Golfo de México. Su extensión cubreun área superior a 352,390 kilómetros cuadrados. Enla porción Sur, colinda con los estados de Veracruz,Tabasco y Campeche, hacia el Este con la RegiónMarina Noreste, y al Norte y Poniente está limitadapor las aguas territoriales nacionales, como se apreciaen la figura 5.9.Al 1 de enero de 2011, los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc, Litoral de Tabasco y Holok-Temoa conformanla estructura organizacional de la Región MarinaSuroeste. Cabe hacer mención que los esfuerzospor parte de la organización dirigidos a investigar ydesarrollar la porción marina referente a aguas profundas,es decir, más allá de la isobata de 500 metroshan sido satisfactorios en los años recientes. Pruebade este hecho, lo representa la conformación delActivo Integral Holok-Temoa, cuya creación efectuóhace un par de años. Adicionalmente a estos tresactivos integrales, la Región Marina Suroeste cuentacon un activo orientado hacia actividades exploratorias,denominado Activo de Exploración PlataformaContinental Sur. La figura 5.10 muestra su ubicacióngeográfica.Los campos que integran a la Región Marina Suroesteson 68. Dichos campos cuentan con reservasremanentes, 23 de los cuales registran, al 1 de enerode 2011 producción de aceite ligero y superligero,así como gas asociado. Existe en la Región MarinaSuroeste un importante potencial por desarrollar, yaN460500 540 580 620OESGolfo de MéxicoActivo IntegralHolok-Temoa2170ManikTaratunich200 m100 mAyínActivo IntegralLitoral de TabascoCitamAluxSinán1AKabKaxUechKi101ABolontiku101OchHayabil-1Yum2-B401IxtalToloc301201101BatabMisónKixPolChucAbkatúnKayCaanActivo IntegralAbkatún-Pol-Chuc2130209050 m25 mYaxchéDos BocasMayFrontera301010 20 30 40 kmCd. del Carmen2050Figura 5.10 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región MarinaSuroeste.69

Distribución de las reservas de hidrocarburosque sólo 34 por ciento de los campos que integranla región han sido explotados.La producción diaria de aceite y gas natural de laregión durante el año 2010, promedió 544.4 miles debarriles y 1,171.7 millones de pies cúbicos, es decir,acumuló en dicho año 198.7 millones de barriles deaceite y 427.7 miles de millones de pies cúbicos degas natural, lo que significó aportar 21.1 y 16.7 porciento de la producción nacional de aceite y gas,respectivamente. La actividad exploratoria durante elaño 2010, resultó exitosa al descubrirse dos nuevosyacimientos, en los campos Xux y Tsimin, es decirdentro de campos ya existentes.5.2.1 Evolución de los volúmenes originalesAl 1 de enero de 2011, el volumen original probado deaceite de la Región Marina Suroeste aporta 18,345.2millones de barriles, lo cual representa 11.3 por cientodel volumen nacional en dicha categoría. En particular,el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc contiene la mayorparte del volumen de la región con 14,248.4 millonesde barriles de aceite, es decir, 77.7 por ciento del total.Por otro lado, el Activo Integral Litoral de Tabasco registra4,096.8 millones de barriles de aceite,o sea 22.3 por ciento del volumen regional.Por su parte el Activo Integral Holok-Temoa,administra los campos Lakach, Lalail, Leeky Noxal, que contienen únicamente yacimientosde gas no asociado. Respecto a losvolúmenes originales probable y posible deaceite, estos ascienden a 3,385.8 y 5,458.2millones de barriles, equivalentes a 4.3 y8.2 por ciento de los volúmenes nacionales,respectivamente. El mayor volumen originalprobable de aceite corresponde al ActivoIntegral Litoral de Tabasco con el 66.5 porciento de la región, es decir, alcanza 2,250.1millones de barriles, como resultado de lasactividades de incorporación exploratoriade nuevos yacimientos, desarrollo y revisión.Por otra parte, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc concentra 33.5 por ciento del volumen originalprobable regional, que representa 1,135.7 millonesde barriles, volumen menor con respecto al año anteriorbásicamente por la reclasificación de reservasprobables a probabas por desarrollo de campos. Delos 5,458.2 millones de barriles de volumen originalposible de aceite, 4,270.7 millones de barriles correspondena los campos del Activo Integral Litoral deTabasco, y 1,187.5 millones de barriles correspondenal Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc.Con relación a los volúmenes originales de gas naturalde la Región Marina Suroeste, al 1 de enero de 2011se tienen 23,932.1 miles de millones de pies cúbicosen la categoría probada, que constituyen 12.4 porciento del total nacional. El 61.0 por ciento regionalcorresponde al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, esdecir, 14,597.0 miles de millones de pies cúbicos,presentando un incremento por desarrollos y revisiones.Adicionalmente, 8,581.8 miles de millones depies cúbicos están distribuidos en el Activo IntegralLitoral de Tabasco, y equivalen a 35.9 por ciento dela región. El 3.1 por ciento restante correspondeal Activo Integral Holok-Temoa, concretamente alcampo Lakach. En lo referente a los volúmenes ori-Cuadro 5.5 Evolución histórica en los últimos tres años de los volúmenesoriginales en la Región Marina Suroeste.Año Volumen Aceite crudo Gas naturalmmbmmmpc2009 Total 25,273.4 33,394.2Probado 17,691.1 21,615.9Probable 3,396.3 5,439.7Posible 4,186.0 6,338.62010 Total 26,491.7 38,600.6Probado 17,683.9 22,168.6Probable 3,383.5 5,826.4Posible 5,424.3 10,605.62011 Total 27,189.2 41,200.1Probado 18,345.2 23,932.1Probable 3,385.8 6,399.0Posible 5,458.2 10,869.070

Las reservas de hidrocarburos de Méxicoginales probables, estos ascienden a 6,399.0 milesde millones de pies cúbicos de gas natural, es decir,muestran un incremento con respecto al año anteriororiginado principalmente por nuevos yacimientos yreclasificación por desarrollos. El 72.1 por ciento delvolumen original probable de la región correspondeal Activo Integral Litoral de Tabasco, 15.7 por ciento alActivo Integral Abkatún-Pol-Chuc, y el 12.2 por cientoa Holok-Temoa. Para el caso de volúmenes posibles,estos cuantifican 10,869.0 miles de millones de piescúbicos de gas. El Activo Integral Litoral de Tabascoengloba 82.1 por ciento del volumen original posiblede la región, mientras que los campos de Holok-Temoaconcentran 14.0 por ciento y el 3.9 por ciento restantele corresponde a los campos de Abkatún-Pol-Chuc.Es importante mencionar que durante 2010, existieronimportantes descubrimientos, producto de laactividad exploratoria realizada principalmente en elActivo Integral Litoral de Tabasco, lo que ocasionó incrementosde los volúmenes originales. El cuadro 5.5ilustra el comportamiento de los volúmenes originalesde aceite y gas natural en sus diferentes categorías,reportados al 1 de enero de los años 2009 a 2011.5.2.2 Evolución de las reservasmillones de barriles, lo que representa 12.4 por cientode la reserva probada del país. Con relación a la reservaprobada de gas natural, la cifra asciende a 4,063.6 milesde millones de pies cúbicos, representando 23.5 porciento de la reserva probada de gas a nivel nacional.En cuanto al inventario de reservas probable y posiblede aceite, éstas ascienden a 1,001.1 y 1,457.6 millonesde barriles, contribuyendo con 9.3 y 15.1 por ciento,respectivamente, a las reservas nacionales de aceiteen estas categorías. De esta forma, las reservas 2P y3P alcanzan 2,256.9 y 3,714.5 millones de barriles deaceite, respectivamente. Para el gas natural, las reservasprobable y posible se ubican en 3,454.6 y 5,729.9miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a16.5 y 24.9 por ciento del total nacional en dichas categorías.Como resultado de lo anterior, las reservas 2Py 3P alcanzan 7,518.1 y 13,248.0 miles de millones depies cúbicos de gas natural. En las figuras 5.11 y 5.12se presentan las variaciones de las reservas de aceitey gas natural, para los últimos tres años. En relacióna las reservas probada desarrollada y no desarrolladade la región, éstas registran valores de 604.8 y 651.0millones de barriles de aceite, mientras que para elgas natural se alcanzan 1,362.4 y 2,701.2 miles demillones de pies cúbicos, respectivamente.Las reservas probadas de aceite al 1 de enero de 2011para la Región Marina Suroeste ascienden a 1,255.8La reserva probada de aceite crudo de la regiónes 1,255.8 millones de barriles, y está constituida,mmbmmmpc3,217.43,551.43,714.512,226.913,248.0Posible1,056.01,445.31,457.69,571.85,671.55,729.9Posible3,433.0Probable985.5936.31,001.1Probable2,675.92,961.73,454.6Probada1,176.01,169.8 1,255.8Probada3,462.93,593.7 4,063.620092010 2011Figura 5.11 Evolución histórica de las reservasremanentes de aceite crudo de la Región MarinaSuroeste en los últimos tres años.20092010 2011Figura 5.12 Evolución histórica de las reservasremanentes de gas natural de la Región MarinaSuroeste en los últimos tres años.71

Distribución de las reservas de hidrocarburosCuadro 5.6 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Suroeste.AceiteGas naturalReserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociadoActivo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc1P 111.5 818.1 326.3 1,483.3 2,580.2Abkatún-Pol-Chuc 39.7 402.8 23.2 824.6 226.0Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 452.0Litoral de Tabasco 71.8 415.4 303.1 658.7 1,902.22P 339.4 1,302.5 615.0 2,236.7 5,281.4Abkatún-Pol-Chuc 132.8 652.5 41.3 1,226.1 247.4Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 1,108.5Litoral de Tabasco 206.6 649.9 573.8 1,010.6 3,925.53P 701.7 1,770.4 1,242.4 2,933.1 10,315.0Abkatún-Pol-Chuc 255.3 696.1 46.9 1,292.9 284.3Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 2,107.0Litoral de Tabasco 446.4 1,074.4 1,195.5 1,640.2 7,923.6en función de su densidad, por 111.5 millones debarriles de aceite pesado, equivalente a 8.9 porciento de la reserva, 818.1 millones de barriles deaceite ligero ó 65.1 por ciento, y 326.3 millones debarriles restantes corresponden a superligero, esdecir, 26.0 por ciento del total probado de la región.En lo referente a la reserva probada de gas naturalde 4,063.6 miles de millones de pies cúbicos, éstase compone de 36.5 por ciento ó 1,483.3 miles demillones de pies cúbicos de gas asociado, y 63.5por ciento de gas no asociado, equivalente a 2,580.2miles de millones de pies cúbicos. El cuadro 5.6presenta la composición de las reservas 1P, 2P y 3Pde aceite y gas natural. Es importante señalar queel valor reportado del gas no asociado incluye lasreservas de yacimientos de gas y condensado, gasseco y gas húmedo.Aceite crudo y gas naturalLa reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2011,para la Región Marina Suroeste registra un volumende 1,255.8 millones de barriles, de los cuales 465.6millones ó 37.1 por ciento se ubican en el ActivoIntegral Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 790.2 millonesde barriles de aceite, es decir 62.9 por ciento,le corresponden al Activo Integral Litoral de Tabasco.Por su parte, el Activo Integral Holok-Temoa como secomentó anteriormente administra hasta el momentosolamente campos de gas natural.La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo unincremento neto de 284.8 millones de barriles, conrespecto a la reportada al 1 de enero de 2010. Además,la reserva probada desarrollada tuvo un aumento netopor 155.7 millones de barriles de aceite. Asimismo,la reserva no desarrollada registró una variaciónpositiva de 129.1 millones de barriles con respectoal año anterior. A nivel de activo integral, Abkatún-Pol-Chuc presentó un incremento de 14.1 millonesde barriles, correspondiendo a la reserva probadadesarrollada un incremento por 19.3 millones, mientrasque a la reserva no desarrollada le correspondeun decremento por 5.2 millones de barriles. Estasvariaciones positivas se deben fundamentalmente alas actividades de desarrollo de campos, así como ala revisión del comportamiento presión-producciónde los mismos.72

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoEl Activo Integral Litoral de Tabasco registró un incrementoen su reserva probada de aceite al 1 de enerode 2011 por 270.6 millones de barriles. Este volumenes resultado de los incrementos en la reserva probadadesarrollada por 136.4 millones de barriles y 134.2 millonesen la probada no desarrollada. Las variacionespositivas en los campos del Activo Integral Litoral deTabasco se deben básicamente a las actividades dedesarrollo de campos y revisión de comportamientospresión-producción.Al 1 de enero de 2011, las reservas probadas de gasnatural ascienden a 4,063.6 miles de millones de piescúbicos, concentrándose 1,050.7 miles de millones depies cúbicos en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc,mientras que Litoral de Tabasco participa con 2,560.9miles de millones de pies cúbicos, y los restantes452.0 miles de millones pertenecen a Holok-Temoa.La reserva probada de gas natural a nivel regional, reportaun incremento neto por 897.5 miles de millonesde pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2010.Esta variación se integra por un aumento en reservaprobada desarrollada por 175.6 miles de millones depies cúbicos de gas natural y 721.9 miles de millonesde pies cúbicos en la reserva no desarrollada. El ActivoIntegral Abkatún-Pol-Chuc registra un incrementoen la reserva probada de 3.6 miles de millones depies cúbicos de gas natural. Esta situación se explicapor la variación básicamente por los conceptos dedesarrollo y revisión de campos.Para el Activo Integral Litoral de Tabasco, la reservaprobada presentó un incremento por 750.6 miles demillones de pies cúbicos de gas natural, y donde lareserva probada desarrollada explica una variaciónpositiva por 117.5 miles de millones de pies cúbicos.Adicionalmente, se registró una variación positiva por633.1 miles de millones de pies cúbicos de gas naturalde la reserva probada no desarrollada. En particular,el incremento registrado en la categoría de reservaprobada desarrollada se explica principalmente pordesarrollo y revisiones.La reserva probable de aceite crudo de la región, al1 de enero de 2011, presenta un incremento de 64.7millones de barriles de aceite con respecto al añoanterior. En particular, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc registró un incremento de 72.2 millonesde barriles de aceite, valor que al combinarse con eldecremento en el Activo Integral Litoral de Tabascopor 7.5 millones de barriles, explican la variaciónantes citada. Básicamente la actividad de delimitacióncuantifica volúmenes por 82.7 millones debarriles de aceite, en los campos Tsimin y Lakach.Sin embargo, en los rubros desarrollo y revisión, setuvieron decrementos que cuantificaron 18.0 millonesde barriles. De esta manera, la reserva probablede aceite al 1 de enero de 2011, asciende a 1,001.1millones de barriles.Respecto a la reserva probable de gas, ésta presentóun incremento de 492.9 miles de millones de piescúbicos de gas natural, con respecto a la cifra reportadaal 1 de enero del año anterior. Esta variación secompone por el incremento registrado en el ActivoIntegral Abkatún-Pol-Chuc de 70.5 miles de millonesde pies cúbicos de gas natural y el incremento enLitoral de Tabasco por 372.6 miles de millones depies cúbicos, y finalmente se registró un incrementopor reclasificación de reservas en el campo Lakachpor 49.9, debido a la perforación del pozo delimitadorperforado en el Activo Integral Holok-Temoa. El principalincremento en la categoría probable se sitúa enTsimin por 582.4 miles de millones de pies cúbicosde gas natural como resultado de la actividad dedelimitación, mientras que el principal decrementose situó en el campo May por 143.1 miles de millonesde pies cúbicos de gas, debido al desarrollopropio del campo. Estas variaciones representan losprincipales cambios en el Activo Integral Litoral deTabasco. Asimismo, existieron variaciones en losactivos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Holok-Temoa,que originaron que en el total de la reserva probablede la región registrará el incremento antes citado por492.9 miles de millones de pies cúbicos de gas naturalal 1 de enero de 2011.73

Distribución de las reservas de hidrocarburosCuadro 5.7 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región MarinaSuroeste al 1 de enero de 2011.Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas secoen plantammmpc mmmpc mmmpcProbada 4,063.6 3,557.0 2,843.9Abkatún-Pol-Chuc 1,050.7 823.4 641.2Holok-Temoa 452.0 452.0 410.7Litoral de Tabasco 2,560.9 2,281.6 1,792.0Probable 3,454.6 3,134.3 2,596.3Abkatún-Pol-Chuc 422.9 329.3 254.8Holok-Temoa 656.6 656.6 596.6Litoral de Tabasco 2,375.2 2,148.4 1,744.9Posible 5,729.9 5,223.1 4,314.2Abkatún-Pol-Chuc 103.7 75.8 58.7Holok-Temoa 998.5 998.5 945.7Litoral de Tabasco 4,627.7 4,148.7 3,309.8Al 1 de enero de 2011, las reservas posibles deaceite y gas natural de la región ascienden a 1,457.6millones de barriles y 5,729.9 miles de millones decúbicos, respectivamente. La reserva posible deaceite en la Región Marina Suroeste presenta unavariación positiva por 12.3 millones de barriles conrespecto a la cifra estimada al 1 de enero de 2010.En esta categoría, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc presenta un decremento de 5.9 millones debarriles, básicamente por desarrollo de campos.Adicionalmente, en esta categoría el Activo IntegralLitoral de Tabasco registra un incrementopor 18.2 millones de barriles de aceite crudo.Esta variación se sitúa fundamentalmente en elcampo May debido al desarrollo del campo, porla perforación de pozos de desarrollo y actualizaciónpor ende de los volúmenes y reservas dehidrocarburos.mmbpce4.4 miles de millones de pies cúbicos. Por su parte,el Activo Integral Litoral de Tabasco tuvo un incrementopor 691.8 miles de millones de pies cúbicosde reserva posible de gas natural, destacando eléxito exploratorio logrado al incorporar un volumenpor 1,180.4 miles de millones de pies cúbicos, en elcampo Xux a nivel Jurásico. El cuadro 5.7 muestra lasreservas de gas natural por activo en sus diferentescategorías, incluyéndose el gas a entregar en plantay el gas seco.100.62,076.3665.11,310.7Respecto la reserva posible de gas natural de laregión, ésta reporta una variación positiva de 58.4miles de millones de pies cúbicos con respectoal año anterior. En particular, el Activo IntegralAbkatún-Pol-Chuc, registra un decremento deLitoral deTabascoAbkatún-Pol-ChucHolok-TemoaTotalFigura 5.13 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, distribuidaspor activo en la Región Marina Suroeste.74

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoPetróleo crudo equivalenteLa reserva probada al 1 de enero de 2011 asciendea 2,076.3 millones de barriles de petróleo crudoequivalente. Este volumen representa 15.1 porciento del total nacional. Con relación al 1 de enerode 2010, la reserva presenta una variación netapositiva que asciende a 467.6 millones de barriles.De acuerdo a la figura 5.13, el Activo IntegralAbkatún-Pol-Chuc contiene 32.0 por ciento deltotal regional, lo que significa que sus reservasson 665.1 millones de barriles de petróleo crudoequivalente, presentando un incremento neto de7.9 millones de barriles con respecto al año anterior.Este incremento básicamente se deben a revisionesen el campo Chuc que cuantifica 7.2 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente, por mejorcomportamiento presión-producción.Por otra parte, el Activo Integral Litoral de Tabascoconcentra 63.1 por ciento de las reservas probadasde petróleo crudo equivalente de la región, es decir,1,310.7 millones de barriles, mientras que el restante4.8 por ciento lo concentra el Activo Integral Holok-Temoa. En el Activo Integral Litoral de Tabasco sepresentaron incrementos que totalizan 428.4 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente, los cualesse explican primordialmente por desarrollo y delimitaciónde campos (este último en Tsimin).mmbpce1,117.8Litoral deTabasco441.8Abkatún-Pol-Chuc140.4Holok-Temoa1,700.0TotalFigura 5.14 Reservas probables al 1 de ene ro de 2011, distribuidaspor activo en la Re gión Marina Suroeste.variación positiva, se localiza básicamente en el ActivoIntegral Litoral de Tabasco como resultado de actividadesde desarrollo de campos y revisiones. Asimismo,aunque en menor proporción, Holok-Temoa tambiéncontribuye con este incremento, debido principalmentea la actividad de delimitación.Al 1 de enero de 2011, la reserva posible de la regiónen términos de petróleo crudo equivalente registraun valor de 2,607.4 millones de barriles, como semuestra en la figura 5.15. Este volumen representa18.3 por ciento de la cifra nacional respectiva. Así,a la fecha indicada se presenta un incremento por17.9 millones de barriles en relación al año anterior.A nivel activo integral, Abkatún-Pol-Chuc, reporta unLa reserva probable de la región al 1 de enero de2011 cuantifica un volumen de 1,700.0 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente. Estevolumen representa 11.3 por ciento de las reservasdel país en esta categoría. La figura 5.14presenta la distribución de las reservas a nivelactivo integral. Este volumen de reservas muestraun incremento con relación al reportado al 1 deenero de 2010. Dicho decremento cuantifica 170.5millones de barriles de petróleo crudo equivalente.En particular, los campos del Activo IntegralAbkatún-Pol-Chuc presentaron incrementos porun total de 85.0 millones de barriles. La restantemmbpce2,221.1Litoral deTabasco196.0Holok-Temoa190.4Abkatún-Pol-Chuc2,607.5TotalFigura 5.15 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, distribuidaspor activo en la Región Marina Suroeste.75

Distribución de las reservas de hidrocarburosmmbpce6,010.8633.9150.5 -128.3-283.16,383.74,759.91,262.5422.3147.32,927.85,189.41,377.8509.784.53,217.41,715.1673.271.11,875.53,551.4 3,714.5Gas secoequivalente750.2 Líquidos de planta43.6 CondensadoAceite2008 2009 2010 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción 2011Figura 5.16 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Suroeste.decremento por 7.0 millones de barriles. En cuantoal Activo Integral Litoral de Tabasco, éste registró unavariación positiva que asciende a 163.5 millones debarriles de petróleo crudo equivalente, mientras queHolok-Temoa presentó un decremento por 138.6 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente, debidoa reclasificación de reservas posibles a probadas yprobables por delimitación de pozos.La figura 5.16 ilustra el balance de la reserva 3P de petróleocrudo equivalente de la Región Marina Suroesteal 1 de enero de 2011 y su comparación respecto alos años 2008 a 2010.Relación reserva-producciónLa relación reserva probada-producción de la RegiónMarina Suroeste es de 7.3 años, considerando unaproducción constante de 283.1 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente. Para el caso de lareserva probada más probable, la relación resulta de13.3 años, mientras que utilizando la reserva 3P es deCuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste.Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Totalplantammb mmb mmb mmbpce mmbpce2009 Total 3,217.4 84.5 509.7 1,377.8 5,189.4Probada 1,176.0 38.0 221.2 458.8 1,893.9Probable 985.5 23.7 146.3 381.3 1,536.9Posible 1,056.0 22.8 142.1 537.7 1,758.52010 Total 3,551.4 71.1 673.2 1,715.1 6,010.8Probada 1,169.8 29.8 225.9 466.4 1,891.8Probable 936.3 14.2 156.7 422.2 1,529.5Posible 1,445.3 27.1 290.6 826.5 2,589.52011 Total 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7Probada 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3Probable 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0Posible 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.476

Las reservas de hidrocarburos de México22.5 años. En particular, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc presenta el menor valor de esta relacióncon 4.4 años, utilizando la reserva probada, en tantoque para el Activo Integral Litoral de Tabasco resultade 9.8 años.Considerando las reservas 2P de petróleo crudoequivalente, la relación resulta de 7.4 y 18.2 años paralos activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Litoral deTabasco, respectivamente. En el caso de las reservas3P o totales, los valores son 8.7 años para el ActivoIntegral Abkatún-Pol-Chuc y 34.8 años para Litoralde Tabasco.Reservas por tipo de fluidoLas reservas de hidrocarburos en función del tipo defluido son mostradas en el cuadro 5.8 referidas al 1de enero de los años 2009 a 2011, para las respectivascategorías asociadas. Así, la reserva probadaremanente al cierre de 2010 de 2,076.3 millones debarriles de petróleo crudo equivalente, se componeen 60.5 por ciento de aceite crudo, 1.1 por ciento decondensado, 12.1 por ciento de líquidos de planta y26.3 por ciento de gas seco equivalente a líquido.Para el caso de la reserva probable, el volumen de1,700.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,está constituido por 58.9 por ciento de aceitecrudo, 0.8 por ciento de condensado, 11.0 por cientode líquidos de planta y 29.4 por ciento de gas secoequivalente a líquido.La reserva posible de petróleo crudo equivalente asciendea 2,607.4 millones de barriles y está distribuidaen 55.9 por ciento de aceite crudo, 0.3 por ciento decondensado, 12.0 por ciento de líquidos de planta y31.8 por ciento de gas seco equivalente a líquido.NEstados Unidos de AméricaOESBaja California NorteSonoraChihuahuaCoahuilaBaja California SurSinaloaDurangoNuevo LeónRegión NorteZacatecasTamaulipasGolfo de MéxicoOcéano PacíficoNayaritSan Luis PotosíAguascalientesGuanajuato VeracruzJaliscoQuerétaroHidalgoMéxicoColimaMichoacánD.F. TlaxcalaMorelosPueblaTabascoYucatánQuintana RooCampecheGuerreroOaxacaChiapasBeliceGuatemalaHonduras0100 200 300 400 500 KmEl SalvadorFigura 5.17 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.77

Distribución de las reservas de hidrocarburos5.3 Región NorteTerritorialmente es la región con mayor área de PemexExploración y Producción, abarca 27 estados y comprendeaproximadamente 1.8 millones de kilómetroscuadrados, incluyendo una porción terrestre y otramarina. Se localiza en la porción Norte de la RepúblicaMexicana y colinda al Norte con los Estados Unidosde América, al Sur con el rio Tesechoacán del estadode Veracruz, al Oriente con la Isobata de 500 metrosdel Golfo de México y al Occidente con el OcéanoPacifico, figura 5.17.Administrativamente está conformada por cuatroactivos integrales, Aceite Terciario del Golfo, Burgos,Poza Rica-Altamira y Veracruz; y por un activo deexploración, Golfo de México Norte, figura 5.18. Elnegocio principal de los activos integrales es el desarrollode campos y la optimización de los campos queadministran, mientras que el del activo de exploraciónes la incorporación de reservas y la evaluación del potencialde las cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-Misantla, Veracruz y Golfo de México Profundo.Por la superficie que ocupa la Región Norte, es la quetiene el mayor número de campos y por tanto la mayoractividad de desarrollo a nivel nacional. Tiene unagran variedad de hidrocarburos producidos, pasandodesde gas seco y húmedo, gas y condensado, aceitesligeros y pesados. Así se tiene que Burgos y Veracruzson productores principalmente de gas no asociado,mientras que los activos integrales Aceite Terciario delGolfo y Poza Rica-Altamira son productores de aceite.Esto le ha permitido mantenerse como la principalregión productora de gas natural y con las reservasprobables y posibles más importantes del país.Durante 2010, la Región Norte aportó 37.4 millonesde barriles ó 102.4 miles de barriles por día de aceitey 912.4 miles de millones de pies cúbicos ó 2,499.8millones de pies cúbicos diarios de gas natural, queen el contexto de la producción total de país significaNEstados Unidos de AméricaOESBaja California NorteSonoraChihuahuaCoahuilaActivo IntegralBurgosBaja California SurSinaloaDurangoNuevo LeónZacatecasTamaulipasGolfo de MéxicoOcéano PacíficoSan Luis PotosíAguascalientesNayarit Activo IntegralActivo IntegralAltamira-Poza Rica Aceite Terciario del Golfo YucatánGuanajuato QuerétaroJaliscoHidalgoMéxicoMichoacán D.F. TlaxcalaQuintana RooColimaMorelos Puebla VeracruzActivo Integral VeracruzCampecheTabascoGuerreroOaxacaChiapasBeliceGuatemalaHonduras0 100 200 300 400 500 KmEl SalvadorFigura 5.18 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Norte.78

Las reservas de hidrocarburos de México4.0 por ciento de la producción de aceite y 35.6 porciento de la producción de gas natural.Con respecto a las actividades de desarrollo decampos, durante 2010 se perforaron un total de 798pozos y se terminaron 1,113 pozos, siendo los activosintegrales Aceite Terciario del Golfo y Burgos los quetuvieron la mayor actividad de perforación con 438y 244 pozos perforados, respectivamente; y 744 y252 pozos terminados, respectivamente. Convieneaclarar que en los activos Aceite Terciario de Golfo yBurgos se terminaron, durante 2010, algunos pozosperforados en 2009. Asimismo, se ejecutaron un totalde 638 reparaciones mayores, el mayor porcentaje deéstas, también fue realizado en los activos Burgos yAceite Terciario del Golfo. Todas estas actividades permitieronmover cantidades sustanciales de reservasprobables y posibles a probadas lo que permitió a laregión sustituir más del 100 por ciento, la producciónextraída durante 2010.En referencia a las actividades exploratorias, durante2010 se terminaron 22 pozos exploratorios, siendo eldescubrimiento de mayor relevancia el realizado conel pozo Rabel-1 ubicado en el Activo Integral Veracruz,que aportó gas seco en rocas del Mioceno Medio.Cuadro 5.9 Evolución histórica en los últimos tres años de los volúmenesoriginales en la Región Norte.Año Volumen Aceite crudo Gas naturalmmbmmmpc2009 Total 166,240.5 123,900.7Probado 41,592.2 66,663.6Probable 72,895.5 32,576.6Possible 51,752.8 24,660.42010 Total 166,660.5 138,079.1Probado 49,717.5 73,743.0Probable 66,994.1 30,152.0Posible 49,948.9 34,184.12011 Total 166,663.0 146,030.6Probado 48,663.2 75,601.1Probable 66,549.6 36,131.6Posible 51,450.2 34,297.95.3.1 Evolución de los volúmenes originalesLos volúmenes originales de aceite y gas naturalde la Región Norte, para los últimos tres años semuestran en el cuadro 5.9. Al 1 de enero de 2011, elvolumen original probado de aceite alcanza 48,663.2millones de barriles de aceite que significa el 30.0 porciento del total nacional; mientras que el volumenoriginal de gas natural asciende a 75,601.1 miles demillones de pies cúbicos, representando el 39.3 porciento a nivel nacional. A nivel regional el mayorporcentaje del volumen original probado de aceitey gas natural se localiza en el Activo Integral PozaRica-Altamira con 27,576.4 millones de barriles deaceite y 43,078.9 miles de millones de pies cúbicosde gas natural, que significan el 56.7 y 57.0 porciento, respectivamente; con respecto al total de laregión. El Activo Integral Aceite Terciario del Golfocontiene 20,210.1 millones de barriles de aceite y9,176.3 miles de millones de pies cúbicos de gasnatural. Los activos integrales Burgos y Veracruz, porla naturaleza de sus yacimientos poseen volúmenesmarginales de aceite, sin embargo, alcanzan 17,570.2y 5,775.8 miles de millones de pies cúbicos de gasnatural, respectivamente.Con respecto a los volúmenes originalesprobables tanto de aceite como de gas naturalal 1 de enero de 2011, la región presentanúmeros por 66,549.6 millones de barriles y36,131.6 miles de millones de pies cúbicos,que a nivel nacional representan el 85.0 y76.0 por ciento, respectivamente. El 99.8 y92.2 por ciento del los volúmenes originalesde aceite y gas natural, respectivamente,se localizan en el Activo Integral AceiteTerciario del Golfo, que contiene 66,385.3millones de barriles de aceite y 33,325.7miles de millones de pies cúbicos.Los volúmenes originales en la categoríaposible, al 1 de enero de 2011, alcanzanvalores por 51,450.2 millones de barriles de79

Distribución de las reservas de hidrocarburosaceite y 34,297.9 miles de millones de pies cúbicos degas natural, que significan el 77.7 y 70.7 por ciento,respectivamente, en relación a los volúmenes originalesde aceite y gas natural totales de Pemex. Losmayores volúmenes se localizan en el Activo IntegralAceite Terciario del Golfo con 50,694.0 millones debarriles de aceite y 20,543.8 miles de millones de piescúbicos de gas natural.Al desglosar el volumen original probado de gas naturalen gas asociado y no asociado, la Región Nortepresenta 53,094.3 y 22,506.8 miles de millones depies cúbicos de gas asociado y no asociado, respectivamente.El 79.7 por ciento del volumen originalprobado de gas asociado se ubica en el Activo IntegralPoza Rica-Altamira, mientras que el 76.1 por cientodel volumen original probado de gas no asociado selocaliza en el Activo Integral Burgos.Del total del volumen original probado de gas noasociado, es decir, de los 22,506.8 miles de millonesde pies cúbicos, 12,542.6 miles de millones de piescúbicos, corresponden a gas húmedo; 9,440.6 milesde millones de pies cúbicos son de gas seco, y523.6 miles de millones de pies cúbicos son de gasy condensado.Con referencia a los 36,131.6 miles de millones de piescúbicos de gas natural del volumen original probable;33,473.8 miles de millones de pies cúbicos son de gasasociado y 2,657.7 miles de millones de pies cúbicosson de gas no asociado. El mayor porcentaje del volumenoriginal probable de gas asociado se localizaen el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo con33,325.7 miles de millones de pies cúbicos.El volumen original probable de gas no asociadose puede desagregar en 1,708.5 miles de millonesde pies cúbicos de gas húmedo, 829.6 miles demillones de pies cúbicos de gas seco y 119.6 milesde millones de pies cúbicos de gas y condensado.El mayor porcentaje del volumen original probablede gas no asociado se ubica en los yacimientos delActivo Integral Burgos con 2,082.2 miles de millonesde pies cúbicos.En lo concerniente al volumen original de gas naturalen la categoría posible, el cual asciende a 34,297.9miles de millones de pies cúbicos, 31,573.5 milesde millones de pies cúbicos pertenecen al volumenoriginal de gas asociado y 2,724.4 miles de millonesde pies cúbicos son atribuibles al gas no asociado.Los mayores volúmenes originales de gas asociadopertenecen al Activo Integral Aceite Terciario del Golfocon 20,543.8 miles de millones de pies, mientrasque la mayor porción de los volúmenes de gas noasociado se ubican en el Activo Integral Burgos con2,105.0 miles de millones de pies cúbicos.Del total del volumen original de gas no asociadoposible de la Región Norte, 1,773.2 miles de millonesde pies cúbicos son de gas húmedo, 914.0 miles demillones de pies cúbicos son atribuibles al gas secoy 37.2 miles de millones de pies cúbicos son de gasy condensado.Aceite crudo y gas naturalEl volumen original probado de aceite, al 1 de enerode 2011, presenta un decremento por 1,054.3 millonesde barriles de aceite, variación que fue originadaprincipalmente por la gran actividad de desarrollo decampos realizada en Chicontepec del Activo IntegralAceite Terciario, donde los parámetros petrofísicos delos 438 pozos perforados en 2010, han sido inferioresa los parámetros que se consideraron en la evaluaciónanterior del volumen original, lo que generó lareclasificación de 1,072.3 millones de barriles a lacategoría posible.Con respecto al volumen original de gas natural, ésteobserva un incremento de 1,858.1 miles de millonesde pies cúbicos, variación generada principalmentepor los resultados obtenidos del desarrollo de camposen Chicontepec, donde los resultados de produccióny datos de presión-volumen-temperatura, arrojan80

Las reservas de hidrocarburos de Méxicodatos de relación de solubilidad inicial superiores alos considerados en evaluaciones anteriores.mmb12,402.912,083.1 11,915.9Al 1 de enero de 2011, el volumen original probable deaceite, muestra un decremento de 444.5 millones debarriles, que al igual que la reserva probada, es causadoprincipalmente por la actividad de desarrollo decampos en Chicontepec, donde se han reclasificadoa la categoría posible un volumen de 450.1 millonesde barriles de aceite.Acerca del volumen original probable de gas natural,éste exhibe un incremento de 5,979.6 miles de millonesde pies cúbicos, y se localiza principalmente enlos campos del Paleocanal de Chicontepec y tiene lamisma justificación comentada en el volumen originalprobado.El volumen original posible de aceite, al 1 de enerode 2011, tiene una adición de 1,501.3 millones debarriles de aceite, que se explica principalmente porla reclasificación de volúmenes originales probadosy probables a la categoría posible en el Paleocanalde Chicontepec. Asimismo, el volumen original degas natural, en esta categoría, presenta una pequeñavariación positiva de 113.8 miles de millones de piescúbicos, que fue originada por la gran actividad dedesarrollo de campos en la región y por la revisión devarios yacimientos en los activos integrales Burgosy Veracruz.PosibleProbableProbadaFigura 5.19 Evolución histórica de las reservasremanentes de aceite crudo de la Región Norteen los últimos tres años.Referente a las reservas probables, éstas alcanzaronvalores por 6,020.2 millones de barriles de aceite y14,972.1 miles de millones de pies cúbicos de gasnatural; mientras que las reservas posibles son de5,237.4 millones de barriles de aceite y 15,718.9 milesde millones de pies cúbicos de gas natural.En consecuencia las reservas 2P, es decir, la adiciónde reservas probadas más probables, son 6,678.6millones de barriles de aceite y 18,913.1 miles demillones de pies cúbicos de gas natural y las reservas3P, adición de reservas probadas más probables másposibles, llegaron a 11,915.9 millones de barriles deaceite y 34,632.0 miles de millones de pies cúbicosde gas natural.mmmpc5,729.25,845.0828.720095,392.0 5,237.46,077.6 6,020.2613.6 658.42010 20115.3.2 Evolución de las reservas36,503.135,323.6 34,632.0Las reservas probadas de la Región Norte, al 1 deenero de 2011, asciende a 658.4 millones de barrilesde aceite y 3,941.0 miles de millones de pies cúbicosde gas natural, de los cuales 318.1 millones de barrilesde aceite y 2,765.1 miles de millones de pies cúbicosde gas natural son reservas probadas desarrolladas y340.3 millones de barriles de aceite y 1,175.9 miles demillones de pies cúbicos de gas natural son reservasprobadas no desarrolladas.PosibleProbableProbada17,383.014,901.34,218.7200916,223.9 15,718.915,232.9 14,972.13,866.8 3,941.02010 2011Figura 5.20 Evolución histórica de las reservasremanentes de gas natural de la Región Norteen los últimos tres años.81

Distribución de las reservas de hidrocarburosLa evolución histórica de los últimos tres años, paralas reservas probadas, probables y posibles de aceitey gas natural, se puede observar en las figuras 5.19y 5.20. Asimismo, en el cuadro 5.10 se muestra lacomposición de las reservas probadas o 1P, 2P y 3Pa nivel de activo y por tipo de fluido.A nivel nacional, al 1 de enero de 2011, la Región Norteconcentra el 6.5 y 22.8 por ciento de las reservasprobadas de aceite y gas natural, respectivamente.En el contexto regional, el mayor porcentaje, es decir,el 67.1 por ciento de las reservas probadas de aceitese ubica en los campos del Activo Integral AceiteTerciario del Golfo, seguido de los campos del ActivoIntegral Poza Rica-Altamira con el 31.0 por ciento; entanto que el 49.9 por ciento de las reservas probadasde gas natural se localizan en los campos del ActivoIntegral Burgos, seguido de los campos del ActivoIntegral Veracruz que suman el 21.8 por ciento.de reservas del país de este tipo de reservas. La distribucióna nivel regional, de las reservas probadasdesarrolladas de aceite la encabeza el Activo IntegralAceite Terciario del Golfo con el 49.8 por ciento, mientrasque el Activo Integral Poza Rica-Altamira alcanzael 46.6 por ciento. En cuanto a las reservas probadasdesarrolladas de gas natural, el Activo Integral Burgosposee el 51.3 por ciento y el Activo Integral Veracruzconcentra el 29.4 por ciento.En relación a las reservas probadas no desarrolladasde aceite y gas natural, la Región Norte contiene, enun contexto nacional, el 10.8 y 18.6 por ciento, respectivamente,de estas reservas. Regionalmente, enel Activo Integral Aceite Terciario del Golfo se ubicael 83.3 por ciento de las reservas de aceite, mientrasque en los activos integrales Burgos y Aceite Terciariodel Golfo se sitúan el 46.7 y 40.9 por ciento, respectivamente,de las reservas de gas no asociado.Las reservas probadas desarrolladas de aceite y gasnatural de la Región Norte, equivalen al 4.5 y 25.1 porciento, respectivamente, comparadas con la totalidadEn cuanto a las reservas probables de aceite y gasnatural, al 1 de enero de 2011, la Región Norte tiene el56.1 y 71.6 por ciento, respectivamente, con respectoCuadro 5.10 Composición de las reservas por activo de la Región Norte.AceiteGas naturalReserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociadoActivo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc1P 314.0 331.1 13.4 1,093.9 2,847.1Aceite Terciario del Golfo 225.1 208.7 8.0 731.9 0.0Burgos 0.0 0.0 5.4 16.4 1,950.2Poza Rica-Altamira 82.0 122.4 0.0 327.3 55.7Veracruz 6.9 0.0 0.0 18.2 841.22P 2,328.8 3,440.3 909.5 14,814.3 4,098.8Aceite Terciario del Golfo 2,159.2 3,195.3 901.2 14,278.0 0.0Burgos 0.0 0.0 6.7 21.1 2,910.6Poza Rica-Altamira 159.6 245.0 1.6 492.7 187.1Veracruz 10.0 0.0 0.0 22.5 1,001.13P 3,663.9 6,565.2 1,686.7 28,962.7 5,669.3Aceite Terciario del Golfo 3,473.8 6,227.3 1,678.0 28,294.4 0.0Burgos 0.0 0.0 7.1 23.0 4,102.7Poza Rica-Altamira 175.1 338.0 1.7 595.9 384.9Veracruz 15.1 0.0 0.0 49.5 1,181.782

Las reservas de hidrocarburos de Méxicoa las reservas probables totales del país. En esta categoríade reservas, el Activo Integral Aceite Terciariodel Golfo tiene casi la totalidad de estas reservas con96.6 y 90.5 por ciento, de las reservas de aceite y gasnatural, respectivamente.En la Región Norte se localiza el 54.2 por ciento de lasreservas posibles de aceite del país y el 68.2 por cientode las reservas posibles de gas natural. En la distribuciónregional, el Activo Integral Aceite Terciario delGolfo, posee los mayores volúmenes de reservas con97.8 y 89.2 por ciento, respectivamente.Las reservas 3P de aceite y gas natural, que son laadición de las reservas probadas más probables másposibles, para la Región Norte, al 1 de enero de 2011,alcanzan valores de 11,915.9 millones de barriles deaceite y 34,632.0 miles de millones de pies cúbicosde gas natural, valores que representan los mayoresvolúmenes de reservas a nivel nacional. El Paleocanalde Chicontepec posee la mayor cantidad reservas 3Pdel país con 11,379.1 millones de barriles de aceite y28,294.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural,que a nivel nacional equivalen a 37.2 y 46.2 porciento, respectivamente. Dentro de la Región Norte,el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo contieneel mayor porcentaje de reservas con 95.5 por cientode las reservas 3P de aceite y el 81.7 por ciento delas reservas de gas natural.Aceite crudo y gas naturalAl 1 de enero de 2011, la reserva probada de aceitede la región registra una incremento neto de 82.2millones de barriles con respecto al año anterior.Dicha variación neta, función de la producción anualde 37.4 millones de barriles, así como de los resultadosrelacionados con las actividades de desarrollo,principalmente en los campos Furbero, PresidenteAlemán y Tajín del Activo Integral Aceite Terciario delGolfo, y en los campos Altamira y Ébano Chapacaodel Activo Integral Poza Rica-Altamira, condujeron alograr el volumen de reserva probada de aceite antescitado. En contraparte, los principales decrementosen la reserva probada de aceite por actividades dedesarrollo se registraron en los campos Coyol y Horconesdel Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, asícomo en el campo Cacalilao perteneciente al ActivoIntegral Poza Rica-Altamira.En lo que concierne a la reserva probada de gas natural,al 1 de enero de 2011 se presenta un incrementoneto de 986.6 miles de millones de pies cúbicos, elcual se atribuye primordialmente a las actividadesexploratorias, desarrollo de campos y revisiones alcomportamiento de yacimientos efectuadas. En particular,para el primer concepto se tiene principalmentela adición de 54.5 miles de millones de pies cúbicos enel campo Rabel del Activo Integral Veracruz, en cuantoa desarrollo de campos destacan los incrementoslogrados en los campos Cauchy, Tajín y Nejo de losactivos integrales Veracruz, Aceite Terciario del Golfo yBurgos, respectivamente. Estos campos adicionan enconjunto 291.0 miles de millones de pies cúbicos degas natural. En cuanto al rubro de revisiones, sobresalenlos campos Lankahuasa y Papán de los activosintegrales Poza Rica-Altamira y Veracruz, respectivamente,al registrar entre ambos una contribución de115.4 miles de millones de pies cúbicos.En relación a la reserva probable de aceite de la RegiónNorte, el volumen al 1 de enero de 2011 asciendea 6,020.2 millones de barriles de aceite, mientras quela de gas natural es de 14,972.1 miles de millones depies cúbicos. Estos volúmenes presentan reduccionescon respecto al año anterior por 57.4 millones de barrilesde aceite y 260.8 miles de millones de pies cúbicos.Las causas principales de dichas variaciones son lasrevisiones efectuadas a los campos Cacahuatengo, Sitioy Tlacolula pertenecientes al Activo Integral AceiteTerciario del Golfo, así como los campos Bagre y PozaRica del Activo Integral Poza Rica-Altamira.Las reservas posibles de aceite y de gas natural, alcanzan5,237.4 millones de barriles y 15,718.9 miles de millonesde pies cúbicos, respectivamente. Comparados83

Distribución de las reservas de hidrocarburosCuadro 5.11 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 deenero de 2011.Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas secoen plantammmpc mmmpc mmmpcProbada 3,941.0 3,700.5 3,518.1Aceite Terciario del Golfo 731.9 651.6 543.7Burgos 1,966.6 1,910.6 1,868.7Poza Rica-Altamira 383.0 286.6 256.0Veracruz 859.4 851.7 849.7Probable 14,972.1 13,310.0 11,240.9Aceite Terciario del Golfo 13,546.0 11,974.7 9,955.5Burgos 965.0 946.8 921.7Poza Rica-Altamira 296.8 226.0 201.6Veracruz 164.3 162.5 162.1Posible 15,718.9 13,896.8 11,701.5Aceite Terciario del Golfo 14,016.4 12,271.0 10,120.8Burgos 1,194.0 1,171.7 1,140.5Poza Rica-Altamira 300.9 249.7 237.9Veracruz 207.6 204.4 202.2con las reservas del año anterior, dichos volúmenesimplican reducciones por 154.6 millones de barrilesde aceite y 505.0 miles de millones de pies cúbicos.La primera diferencia se debe a las actividades de desarrolloen los campos Corralillo, Furbero y Remolino,pertenecientes al Activo Integral Aceite Terciario delGolfo, así como a las revisiones efectuadas en los camposPastoría y Poza Rica de los activos Aceite Terciariodel Golfo y Poza Rica, respectivamente. En cuanto ala reducción en la reserva posible de gasnatural, la razón principal se centra en lammbpcereclasificación de reservas por desarrolloen los campos Nejo del Activo IntegralBurgos y Corralillo, Furbero y Remolino,del Activo Integral Aceite Terciario delGolfo. Asimismo, las revisiones efectuadasen los campos Kosni del ActivoIntegral Poza Rica-Altamira y Pastoría delActivo Integral Aceite Terciario del Golfo,contribuyen a la diferencia anterior. Elcuadro 5.11 presenta la distribución delas reservas de gas natural por activoregistradas al 1 de enero de 2011.592.2Aceite Terciariodel GolfoPetróleo crudo equivalenteEn términos de petróleo crudo equivalente, la reservaprobada de la Región Norte al 1 de enero de 2011asciende a 1,435.8 millones de barriles, lo cual significa10.4 por ciento a nivel nacional. La figura 5.21ilustra la distribución de esta reserva a nivel activo.Con respecto al año anterior, la reserva probada encuestión registra un incremento neto por 299.8 mi-403.8Burgos268.6Poza Rica-Altamira171.2 1,435.8VeracruzTotalFigura 5.21 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, distribuidaspor activo en la Región Norte.84

Las reservas de hidrocarburos de Méxicollones de barriles, como consecuenciaprincipalmente de las actividades dedesarrollo de campos.mmbpce252.5201.3 34.6 9,060.2En lo que respecta a la reserva probable,el volumen al 1 de enero de 2011asciende a 9,060.2 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente, el cualrepresenta 60.3 por ciento del total nacional.El volumen anterior, comparado conla cifra registrada el año 2010, presentauna reducción de 90.0 millones de barriles.La figura 5.22 muestra la distribuciónpor activo integral de la reserva probablepara la Región Norte.8,571.9Aceite Terciariodel GolfoAl 1 de enero del presente año, la reserva posibleasciende a 8,387.6 millones de barriles de petróleocrudo equivalente, que significa 58.9 por ciento deltotal de la reserva a nivel nacional. La figura 5.23 presentala distribución de las reservas para cada uno delos activos integrales de la región. En comparación alaño 2010, el volumen de reserva posible registra unareducción de 252.3 millones de barriles de petróleocrudo equivalente, lo cual se debe básicamente adesarrollo de campos y revisiones al comportamientode los yacimientos.La reserva total 3P, la cual resulta de adicionar los volúmenesde reservas probada, probabley posible, es de 18,883.6 millones demmbpcebarriles de petróleo crudo equivalente.En esta categoría, el volumen anteriorrepresenta 43.8 por ciento de la reserva3P del país. En un contexto regional, 90.5por ciento corresponde al Activo IntegralAceite Terciario del Golfo. Además, alcomparar la reserva con el volumen delaño 2010, se presenta un decrementode 258.8 millones de barriles de petróleoequivalente, lo que en esencia seatribuye a las actividades de desarrollode campos y a la producción anual. LaPoza Rica-AltamiraBurgosfigura 5.24 detalla la composición de la reserva 3P anivel regional.Relación reserva-producciónVeracruzTotalFigura 5.22 Reservas probables al 1 de enero de 2011, distribuidaspor activo en la Región Norte.7,934.1Aceite Terciariodel GolfoEsta relación para petróleo crudo equivalente, resultadode dividir la reserva entre la producción del año2010, al considerar la reserva 1P registra un valor de6.6 años para la Región Norte. Asimismo, al involucrarla reserva 2P, es decir, la suma de las reservasprobada y probable de petróleo crudo equivalente, larelación resulta de 48.5 años, y al considerar la reserva3P o total, esto es, la suma de las reservas probada,probable y posible de petróleo crudo equivalente, larelación reserva-producción es de 87.3 años. La razón248.5Burgos160.0 45.0 8,387.6Poza Rica-AltamiraVeracruzTotalFigura 5.23 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, dis tribuidas poractivo en la Región Norte.85

Distribución de las reservas de hidrocarburosmmbpce20,149.019,724.819,142.457.6 74.5 -174.5 -216.318,883.65,613.05,384.65,153.05,087.6Gas secoequivalente19.41,970.519.11,918.222.91,883.4 1,854.9 Líquidos de planta25.1Condensado12,546.012,402.912,083.111,915.9Aceite2008 2009 2010 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción 2011Figura 5.24 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Norte.de las diferencias entre la relación reserva probadaproduccióny aquellas estimadas incluyendo ademáslas reservas probables y posibles, se debe a que estasdos últimas categorías consideran los volúmenescorrespondientes a Chicontepec, las que actualmenteocupan el primer lugar a nivel nacional.Aunado a lo anterior, al considerar la reserva probadade aceite, la relación reserva-producción es de 17.6años, mientras que al involucrar la reserva de aceite2P, la relación resulta de 178.7 años. Asimismo, larelación reserva de aceite 3P-producción es de 318.8años. Todos los cocientes anteriores se obtienen considerandola producción del año 2010 de 37.4 millonesde barriles de aceite. Por lo que respecta al gas naturaly considerando la producción anual de 912.4 milesde millones de pies cúbicos, los valores de la relaciónreserva-producción para las reservas 1P, 2P y 3P, sonde 4.3, 20.7 y 38.0 años, respectivamente.Reservas por tipo de fluidoEl cuadro 5.12 presenta la evolución de las reservaspor tipo de fluido en la Región Norte. En base a la infor-Cuadro 5.12 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte.Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Totalplantammb mmb mmb mmbpce mmbpce2009 Total 12,402.9 19.1 1,918.2 5,384.6 19,724.8Probada 828.7 8.0 105.5 710.1 1,652.4Probable 5,845.0 4.6 838.4 2,174.6 8,862.6Possible 5,729.2 6.5 974.3 2,499.9 9,209.92010 Total 12,083.1 22.9 1,883.4 5,153.0 19,142.4Probada 613.6 9.7 83.5 645.5 1,352.3Probable 6,077.6 5.8 873.6 2,193.3 9,150.2Posible 5,392.0 7.4 926.2 2,314.2 8,639.82011 Total 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6Probada 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8Probable 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2Posible 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.686

Las reservas de hidrocarburos de Méxicomación presentada, se establece que 45.9 por cientode la reserva probada está conformada por aceite, 47.1por ciento es gas seco equivalente a líquido, 6.3 porciento son líquidos de planta y 0.8 por ciento correspondea condensado. En cuanto a la conformación dela reserva probable, 66.4 por ciento es aceite, 23.9 porciento corresponde a gas seco equivalente a líquido,9.6 por ciento son líquidos de planta, en tanto que 0.1por ciento son condensados. Por último, la reservaposible de la región se compone de 62.4 por cientode aceite, 26.8 por ciento de gas seco equivalente alíquido, 10.6 por ciento corresponde a líquidos deplanta y 0.1 por ciento a condensado.5.4 Región Surde Veracruz, Oaxaca, y Guerrero. Abarca un área de390,000 kilómetros cuadrados y se ubica en la porciónSur de la República Mexicana, colinda al Norte con elGolfo de México; al Noroeste con la Región Norte enel paralelo 18° y el Río Tesechoacán, al Oriente limitacon el Mar Caribe, Belice y Guatemala y al Sur con elOcéano Pacífico. Su ubicación geográfica se muestraen la figura 5.25.La Región Sur está constituida por un Activo Regionalde Exploración y cinco activos integrales:Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspacy Samaria-Luna, figura 5.26. Las actividades de estosactivos abarcan desde las etapas exploratorias, incorporaciónde reservas y delimitación, hasta las fases dedesarrollo, explotación y abandono de campos.Comprende la totalidad de los estados de Tabasco,Campeche, Chiapas, Yucatán y Quinta Roo y parteAl cierre del año 2010, la Región Sur tiene documentados120 campos con reservas remanentes 3P, siendoNEstados Unidos de AméricaOESBaja California NorteSonoraChihuahuaCoahuilaBaja California SurSinaloaDurangoNuevo LeónZacatecasTamaulipasGolfo de MéxicoOcéano PacíficoNayaritSan Luis PotosíAguascalientesGuanajuato VeracruzJaliscoQuerétaroHidalgoMéxicoColimaMichoacánD.F. TlaxcalaMorelosPueblaGuerreroRegión SurOaxacaTabascoChiapasYucatánQuintana RooCampecheBeliceGuatemalaHonduras0100 200 300 400 500 KmEl SalvadorFigura 5.25 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero,Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.87

Distribución de las reservas de hidrocarburosNOESFronteraCampecheCoatzacoalcos5.4.1. Evolución de los volúmenes originalesAl 1 de enero de 2011, el volumen original probado deaceite de la región ha sido estimado en 34,962.3 millonesde barriles, que representa 21.6 por ciento delvolumen del país en dicha categoría, lo que se traduceen un decremento de 6.9 por ciento con respecto alaño anterior, derivado de la revisión y desarrollo delos campos de la región. A nivel regional, los activosintegrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo contienen lamayor parte del volumen, esto es, 11,214.5 y 11,208.3millones de barriles de aceite, respectivamente,cuya adición significa 64.1 por ciento del total de laregión y presentan un decremento de 4.9 por cientocon respecto al 1 de enero de 2010 por conceptode revisiones y desarrollo. En lo que corresponde alos activos integrales Cinco Presidentes, Macuspanay Muspac, estos registran 6,840.6, 265.9 y 5,433.1millones de barriles de aceite, respectivamente, quesumándolos representan 35.9 por ciento del volumenregional, mostrando un decremento de 10.2 por cien-Bellota-JujoSamaria-LunaVillahermosaMacuspanaTabascoCinco PresidentesPalenqueVeracruzMuspacOcosingoChiapasOaxaca010 20 30 40 50 KmFigura 5.26 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Sur.el Activo Integral Macuspana el que administra el mayornúmero de campos con 33, los activos integralesBellota-Jujo y Muspac administran 29 y 24, respectivamente,mientras que los activos Cinco Presidentesy Samaria-Luna son los que menos campos controlancon 21 y 13, respectivamente.La Región Sur produjo en 2010, 194.1 millones de barrilesde aceite y 644.1 miles de millones de pies cúbicosde gas natural, lo que representó una produccióndiaria de 531.9 miles de barriles de aceite y 1,764.7millones de pies cúbicos de gas natural. Estas cifrassignificaron, a nivel nacional, 20.6 y 25.1 por cientode las producciones de aceite y gas natural, respectivamente.Además, en lo que respecta a la producciónde petróleo crudo equivalente en el contexto nacionaldel año anterior, la región se colocó nuevamente en lasegunda posición al sumar 331.2 millones de barrilesde petróleo crudo equivalente o 907.5 mil barriles pordía de petróleo crudo equivalente, contribuyendo asícon el 23.9 por ciento del total del país.88

Las reservas de hidrocarburos de Méxicoto con respecto al año anterior, fundamentalmentepor revisión y desarrollo de campos.El volumen original probable de aceite de la RegiónSur alcanzó 2,786.6 millones de barriles, que representan3.6 por ciento del total nacional, lo que a suvez significa un incremento con respecto al año pasadode 10.6 por ciento, esto como resultado de lasactividades de exploración, delimitación, desarrollo yrevisión. El mayor volumen original probable de aceitecorresponde nuevamente a los activos integralesBellota-Jujo y Samaria-Luna, que suman 2,249.2 millonesde barriles, equivalentes a 80.7 por ciento de laregión. Por otro lado, los otros tres activos integralesCinco Presidentes, Macuspana y Muspac reportan enconjunto 537.4 millones de barriles, lo que representa19.3 por ciento de la región.En lo que concierne al volumen original posible deaceite tuvo una reducción con respecto a 2010 porrevisión y desarrollo de campos, éste se ubicó en1,359.5 millones de barriles, que equivalen a 2.1por ciento del volumen nacional. El Activo IntegralSamaria-Luna contiene 951.3 millones de barriles ensus campos, lo que equivale al 70.0 por ciento deltotal regional.En lo referente a los volúmenes originales probables,éstos ascienden a 3,962.5 miles de millones de piescúbicos de gas natural, es decir, muestran un decrementode 4.4 por ciento con respecto al año anteriororiginado principalmente por revisiones y desarrollode campos. El 67.5 por ciento del volumen originalprobable de la región corresponde a la adición delos activos integrales Bellota-Jujo y Muspac y el 32.5por ciento a los activos integrales Cinco Presidentes,Macuspana y Samaria-Luna.Para el caso de volúmenes posibles, estos se ubicanen 1,743.2, miles de millones de pies cúbicos de gasnatural, con respecto al año anterior, representan unligero decremento del 0.3 por ciento causado principalmentepor desarrollo y revisiones de campos.La suma de los volúmenes de los activos IntegralesSamaria-Luna y Muspac que son los que tienen losvalores más altos, engloban el 66.9 por ciento del volumenoriginal posible de la región, mientras que lostres activos restantes, Bellota-Jujo, Cinco Presidentesy Macuspana concentran 33.1 por ciento del totalregional. Es importante mencionar que durante 2010,existieron importantes descubrimientos, producto dela actividad exploratoria realizada principalmente enlos activos integrales Bellota-Jujo y Samaria-Luna, loEn lo que se refiere al volumen original degas natural de la Región Sur, al 1 de enerode 2011 se tienen 68,031.6 miles de millonesde pies cúbicos en la categoría probada,que constituyen 35.4 por ciento del totalnacional. El 78.7 por ciento regional correspondea la adición de los activos integralesMuspac, Samaria-Luna y Bellota-Jujo, esdecir, 53,554.6 miles de millones de piescúbicos, presentando un decremento pordesarrollo y revisiones de los campos deestos activos. Adicionalmente, 14,477.0miles de millones de pies cúbicos estándistribuidos en los activos integrales CincoPresidentes y Macuspana, y equivalen a21.3 por ciento de la región.Cuadro 5.13 Evolución histórica en los últimos tres años de los volúmenesoriginales en la Región Sur.Año Volumen Aceite crudo Gas naturalmmbmmmpc2009 Total 40,706.7 74,457.5Probado 36,926.0 68,675.6Probable 2,508.4 4,276.9Posible 1,272.4 1,505.02010 Total 41,497.6 77,294.7Probado 37,545.9 71,403.4Probable 2,519.2 4,143.6Posible 1,432.5 1,747.72011 Total 39,108.4 73,737.4Probado 34,962.3 68,031.6Probable 2,786.6 3,962.5Posible 1,359.5 1,743.289

Distribución de las reservas de hidrocarburosque ocasionó incrementos de los volúmenes originalesen esta categoría. El cuadro 5.13 ilustra el comportamientode los volúmenes originales de aceite ygas natural en sus diferentes categorías, reportadosal 1 de enero de los años 2009 a 2011.Aceite crudo y gas naturalLa Región Sur registra al 1 de enero de 2011 un decrementode 5.8 por ciento de su volumen originaltotal o 3P de aceite en comparación al año anterior,ubicándose en 39,108.4 millones de barriles de aceite.Este decremento se origina principalmente debido aque se da de alta un nuevo modelo en el complejoCactus-Níspero-Río Nuevo y al ajuste por cambio enel factor del volumen en los campos del complejoAntonio J. Bermúdez.Por lo que concierne al volumen original total o 3P degas natural, éste alcanza un valor de 73,737.4 miles demillones de pies cúbicos, que representa un decrementode 4.6 por ciento con respecto al año anterior,mismo que ocurre, como en el caso del aceite, debidoprincipalmente a que se tiene un nuevo modelo estáticoen el complejo Cactus-Níspero-Río Nuevo y en elcampo Carmito y al ajuste por cambio en el factor delvolumen en el complejo Antonio J. Bermúdez.Al 1 de enero de 2011 el volumen original de aceiteprobado es de 34,962.3 millones de barriles de aceite,es decir, 6.9 por ciento menor con respecto al añoanterior. Esta variación negativa se origina en losactivos integrales Samaria-Luna y Muspac, donde loscomplejos Antonio J. Bermúdez y Cactus-Níspero-Río Nuevo y el campo Carmito, disminuyeron susvolúmenes en 2,000.2, 1,375.2, y 111.7 millones debarriles de aceite, respectivamente. Como se comentóanteriormente, esta diferencia en el complejo AntonioJ. Bermúdez se debe a un ajuste por cambio enel factor de volumen de 1.4 a 1.593 m3/m3. Para losrestantes campos se debe a la actualización de susrespectivos modelos geológicos. Además se tuvieronincrementos considerables en los campos Bricol, Seny Caparroso-Pijije-Escuintle por 783.4 millones de barrilesde aceite. En Bricol se reclasifica como volumenprobado el total del bloque productor del campo porla perforación y terminación del pozo Bricol 2DL, enSen se tiene una reclasificación de volumen probablea probado por resultados del desarrollo del campoe incorporación del pozo exploratorio Pachira-1 yfinalmente en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle sedebe a un ajuste por Balance de Materia.Para el volumen original probado de gas natural al1 de enero de 2011, la cifra es de 68,031.6 miles demillones de pies cúbicos, que significa un decrementode 4.7 por ciento en relación al año pasado. Estedecremento se atribuye al igual que para el aceitea los campos del complejo Antonio J. Bermúdez,Cactus-Níspero-Río Nuevo y Carmito por 6,564.5miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Elprincipal incremento se tiene en el campo Samariapor ajuste de área debido a la actualización del modelode caracterización estática y a la reclasificaciónde volumen por prueba piloto en el yacimiento deaceite extrapesado.En cuanto al volumen original de aceite probable, setiene un incremento de 10.6 por ciento con respectoal reportado al 1 de enero de 2010, lo cual equivale a267.4 millones de barriles. Aumento que se justificacasi en su totalidad por la incorporación de los pozosexploratorios Bricol-2DL y Naguín-1 del Activo IntegralBellota-Jujo y del campo Brillante perteneciente alActivo Integral Cinco Presidentes. El principal decrementose tiene en el campo Caparroso-Pijije-Escuintlepor la reclasificación de volumen probable a probadode la formación Cretácico como resultado de la perforaciónde los pozos Pijije-105 y 123.En lo que respecta al volumen original probable degas natural, éste se situó al 1 de enero de 2011 en3,962.5 miles de millones de pies cúbicos, lo que significauna disminución de 4.4 por ciento con respectoal año anterior. Gran parte de este decremento, esoriginado por la reclasificación de volumen probable a90

Las reservas de hidrocarburos de Méxicoprobado en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle y porla eliminación del área Occidental probable del campoCostero, con base en los resultados de los pozosperforados, los resultados del balance de materia y lareconfiguración del modelo estructural. El incrementopor la actividad exploratoria no fue suficiente paracontrarrestar esta reducción.mmb3,652.9Posible 471.8Probable 700.8Probada 2,480.23,739.1 3,759.1500.8 406.9693.1 787.62,545.3 2,564.6El volumen original de aceite en la categoría de posible,se ubica en 1,359.5 millones de barriles, es decir,5.1 por ciento inferior al reportado al 1 de enero de2010. Esta variación se justifica por los decrementosen los campos Bricol y Paché por 171.4 millones debarriles de aceite, para el primer campo se debe aun ajuste como resultado de la perforación del pozoBricol-1DL, el cual encuentra un cambio de facieshacia el Sur de la estructura; en el caso del segundocampo, se ajusta el volumen debido a la revisión yactualización del modelo geológico, ya que se tienenáreas consideradas con alto riesgo geológico deacuerdo al comportamiento de facies del yacimiento.Es conveniente mencionar que en este caso lasincorporaciones exploratorias nuevamente no fueronsuficientes para contrarrestar esta disminución.Referente al volumen original posible de gas naturalal 1 de enero de 2011, su valor es de 1,743.2 milesde millones de pies cúbicos, lo que representa unaligera disminución de 0.3 por ciento con respecto alaño 2010. Esta variación negativa como en el caso delaceite se debe al ajuste en los modelos geológicosde los campos Bricol y Paché, ocasionando una disminuciónde 289.0 miles de millones de pies cúbicosde gas natural.20092010 2011Figura 5.27 Evolución histórica de las reservasremanentes de aceite crudo de la Región Suren los últimos tres años.correspondiente a 36.0 por ciento del total de la reservaprobada del país.En cuanto a la desagregación de las reservas probadas,las probadas desarrolladas de aceite y gas naturalalcanzaron 1,812.5 millones de barriles y 4,338.4 milesde millones de pies cúbicos de gas natural, respectivamente,mientras que las probadas no desarrolladasson 752.1 millones de barriles de aceite y 1,890.2 milesde millones de pies cúbicos de gas natural. Estosvalores representan 25.8 y 23.9 por ciento del totalde la reserva probada desarrollada y no desarrolladade aceite del país, mientras que para la reserva probadadesarrollada y no desarrollada de gas del paíslas cifras corresponden a 39.4 y 30.0 por ciento. EnPosibleProbablemmmpc9,406.5902.21,902.29,145.9960.41,704.28,637.8755.61,653.65.4.2 Evolución de las reservasProbada6,602.16,481.3 6,228.6La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2011se sitúa en 2,564.6 millones de barriles, esto significa,25.2 por ciento de las reservas probadas del país.Para la reserva probada de gas natural, ésta alcanzóun cifra de 6,228.6 miles de millones de pies cúbicos,20092010 2011Figura 5.28 Evolución histórica de las reservasremanentes de gas natural de la Región Sur enlos últimos tres años.91

Distribución de las reservas de hidrocarburoscuanto a las reservas probadas desarrolladas en laregión, los campos con mayor participación son losque integran el complejo Antonio J. Bermúdez y elcampo Jujo-Tecominoacán con 518.3 y 418.7 millonesde barriles de aceite y 924.5 y 650.8 miles de millonesde pies cúbicos de gas, respectivamente.Al 1 de enero del año 2011, las reservas 2P son 3,352.1millones de barriles de aceite y 7,882.2 miles de millonesde pies cúbicos de gas natural. En términos dereserva 3P, se tienen en la región 3,759.1 millones debarriles de aceite y 8,637.8 miles de millones de piescúbicos de gas natural. En las figuras 5.27 y 5.28 seaprecian las variaciones de las reservas de aceite y gasnatural durante los últimos tres años. En el cuadro 5.14se indica, a nivel activo, la distribución las reservasclasificadas como aceite pesado, ligero y superligero;y para el gas, en términos de asociado y no asociado.Esta clasificación se muestra para las categorías dereserva probada, 2P y 3P. Cabe aclarar que el gas noasociado incluye el correspondiente a los yacimientosde gas y condensado, gas húmedo y gas seco.En términos de reserva probada de aceite, los aceitesde tipo ligero y superligero dominan la composiciónde la región con 96.6 por ciento, mientras que lacontribución del aceite pesado alcanza 3.4 por ciento.En cuanto a la reserva probada de gas natural, 82.9por ciento es gas asociado, y el resto correspondea gas no asociado. Los principales campos de gasasociado siguen siendo Jujo-Tecominoacán, Íride,Samaria, Cunduacán y Oxiacaque con 2,937.6 milesde millones de pies cúbicos de gas natural, mientrasque los de gas no asociado son Costero, Giraldas yChiapas-Copanó con 538.3 miles de millones de piescúbicos de gas natural. Estos tres últimos camposson yacimientos de gas y condensado, mientras quelos campos mayores de gas seco o gas húmedo sonNarváez, José Colomo y Usumacinta con 142.4 milesde millones de pies cúbicos de gas natural.Cuadro 5.14 Composición de las reservas por activo de la Región Sur.AceiteGas naturalReserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociadoActivo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc1P 88.3 1,743.8 732.5 5,160.7 1,067.9Bellota-Jujo 15.7 683.7 209.8 1,718.1 70.8Cinco Presidentes 14.4 188.5 2.5 281.4 12.4Macuspana 0.0 13.9 29.0 8.1 550.4Muspac 3.3 36.4 84.8 387.5 384.0Samaria-Luna 54.9 821.4 406.4 2,765.6 50.22P 185.1 2,011.0 1,156.1 6,229.4 1,652.7Bellota-Jujo 28.3 810.3 411.3 2,136.5 100.0Cinco Presidentes 16.9 230.1 5.4 331.7 12.4Macuspana 0.0 16.2 46.0 16.7 906.1Muspac 8.0 37.9 131.2 520.6 514.1Samaria-Luna 131.9 916.5 562.3 3,223.9 120.13P 319.8 2,123.8 1,315.4 6,699.8 1,937.9Bellota-Jujo 30.5 814.9 473.4 2,227.7 108.9Cinco Presidentes 16.9 310.5 11.3 426.1 48.8Macuspana 0.0 16.2 60.6 16.8 1,096.2Muspac 8.0 65.7 167.2 683.1 563.9Samaria-Luna 264.5 916.5 602.9 3,346.1 120.192

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoLa reserva probable de aceite, reportada al 1 de enerodel año 2011, es 787.6 millones de barriles que representanel 7.3 por ciento del total nacional. Además, lareserva probable de gas alcanza 1,653.6 miles de millonesde pies cúbicos, equivalente a 7.9 por ciento deltotal del país. La reserva posible contribuye con 406.9millones de barriles de aceite, que representa el 4.2 porciento del total nacional, en tanto la reserva posible degas natural se sitúa en 755.6 miles de millones de piescúbicos, es decir, el 3.3 por ciento nacional.y Sen con 444.4 miles de millones de pies cúbicos.Los principales decrementos se tienen en los camposJujo-Tecominoacán, Chiapas-Copanó e Íride por 120.0,94.8 y 49.5 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.El primero disminuye por la actualizacióndel modelo dinámico, el segundo por el fuerte incrementoen el flujo fraccional de agua y el tercero por elcomportamiento presión-producción del campo. Laproducción en el periodo explica una disminución de644.1 miles de millones de pies cúbicos.Aceite crudo y gas naturalLa reserva probada de aceite de la región al 1 de enerode 2010, presenta un incremento de 8.4 por ciento conrespecto al año anterior, que se explica por los 213.2millones de barriles en los conceptos de incorporaciones,revisiones y desarrollos. Los principales incrementosde reservas en esta categoría se encuentran en loscampos Caparroso-Pijije-Escuintle, Bricol y Sen, y sonoriginados por la reclasificación de reserva probable aprobada por los resultados satisfactorios en la perforaciónde pozos de desarrollo durante 2010. Además, lasincorporaciones exploratorias adicionaron 54.7 millonesde barriles de aceite. También se tuvieron algunosdecrementos en los campos Íride por 55.7 millones debarriles debido al comportamiento presión-produccióndel campo y en Jujo-Tecominoacán por la revisión yajuste del modelo de simulación con 19.3 millones debarriles. La producción de aceite del periodo fue de194.1 millones de barriles.Las reservas probadas de gas natural de la RegiónSur, en comparación con el año anterior, muestranuna variación positiva de 391.4 miles de millones depies cúbicos de gas natural, alcanzando, al 1 de enerode 2011, un valor de 6,228.6 miles de millones de piescúbicos de gas natural. Este incremento se debe a lasincorporaciones exploratorias de los pozos Palapa-301,Pachira-1, Bricol-2DL, Juspí-101-A, Guaricho-501 y Brillante-1,que adicionaron 41.3, 39.8, 21.3, 13.6, 3.0 y 2.6miles de millones de pies cúbicos, respectivamente yal desarrollo de los campos Caparroso-Pijije-EscuintleEn cuanto a las reservas probables de aceite de laregión, al 1 de enero de 2011, el valor estimado es de787.6 millones de barriles, lo que significa un incrementode 94.5 millones de barriles en comparacióncon la reserva al 1 de enero de 2010. Esta variaciónde reservas positiva se origina principalmente por laincorporación de 149.8 millones de barriles como resultadode la actividad exploratoria durante 2010 y alincremento debido al cambio en el patrón de inyecciónde nitrógeno en el campo Íride y al resultado exitosoen la perforación de pozos de desarrollo en el campoSen por 8.6 y 8.1 millones de barriles de aceite, respectivamente.Por otra parte, se tuvieron algunos decrementosen los campos Caparroso-Pijije-Escuintle yTajón. Para el primer campo se debe a la reclasificaciónde reserva probable a probada como resultado de laperforación de los pozos de desarrollo Pijije-103, 105,112, 113 y 123, en el caso del segundo campo se debea su comportamiento presión-producción.La reserva probable de gas natural de la región presentaun decremento de 50.6 miles de millones depies cúbicos con respecto al valor reportado el 1 deenero de 2010. De esta forma, al 1 de enero de 2011la reserva asciende a 1,653.6 miles de millones de piescúbicos de gas natural. Los decrementos se tuvieronprincipalmente en los campos Samaria, Caparroso-Pijije-Escuintle, Cobra, Juspí y Cactus por 239.3 milesde millones de pies cúbicos. Para el caso de Samariase debe al comportamiento presión-producción, paraCaparroso-Pijije-Escuintle por la reclasificación de susreservas probables a probadas debido a los resultados93

Distribución de las reservas de hidrocarburosfavorables obtenidos en los pozos perforados durante2010, Cobra y Juspí por el incremento en el flujo fraccionalde agua y Cactus por ajuste al casquete de gas.A pesar de que la actividad exploratoria aportó 181.9miles de millones de pies cúbicos, no logró compensarlos decrementos comentados anteriormente.En cuanto a la reserva posible de aceite de la regiónal 1 de enero de 2011, ésta presenta un decrementode 93.9 millones de barriles de aceite con respectoa la reportada el 1 de enero de 2010, y se ubica en406.9 millones de barriles. El decremento en cuestiónse localiza principalmente en los campos SitioGrande, Terra, Níspero, Caparroso-Pijije-Escuintle ySan Ramón con 43.4, 20.1, 16.2, 10.3 y 9.7 millonesde barriles, respectivamente. En el caso de SitioGrande, Terra y Níspero la reducción se debe alcomportamiento presión-producción de los camposy para Caparroso-Pijije-Escuintle y San Ramón porel resultado no exitoso de los pozos Pijije-107 y SanRamón-1601, los cuales resultaron invadidos de aguasalada. Los descubrimientos contribuyeron con unincremento de 53.8 millones de barriles de aceite enesta categoría de reserva. Adicionalmente se tiene unincremento de 20.3 millones de barriles de aceite en elcampo Paredón por una revisión y estudio del campo,donde se contempla un programa de mantenimientode presión con inyección de gas metano.Por otro lado, las reservas posibles de gas natural,presentan un decremento con respecto al año anteriorpor 204.8 miles de millones de pies cúbicos, porlo que la reserva remanente alcanza un valor al 1 deenero de 2011 de 755.6 miles de millones de piescúbicos. Las principales variaciones negativas se tienenen los campos Juspí, Terra, Cráter y Sitio Grandecon 230.0 miles de millones de pies cúbicos de gasnatural. Para el caso de Juspí se debe al avance delcontacto agua-aceite, en Terra y Sitio Grande por elcomportamiento presión-producción y en Cráter seCuadro 5.15 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enerode 2011.Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas secoen plantammmpc mmmpc mmmpcProbada 6,228.6 5,860.3 4,344.9Bellota-Jujo 1,788.9 1,589.4 1,158.6Cinco Presidentes 293.8 220.4 183.2Macuspana 558.5 550.5 451.2Muspac 771.5 747.5 544.7Samaria-Luna 2,815.8 2,752.4 2,007.2Probable 1,653.6 1,589.6 1,194.0Bellota-Jujo 447.6 421.3 307.1Cinco Presidentes 50.3 37.7 31.3Macuspana 364.3 360.8 289.4Muspac 263.2 252.0 188.6Samaria-Luna 528.3 517.8 377.6Posible 755.6 639.3 485.2Bellota-Jujo 100.1 78.5 59.2Cinco Presidentes 130.9 43.7 36.3Macuspana 190.2 188.0 142.7Muspac 212.3 207.6 158.3Samaria-Luna 122.1 121.5 88.694

Las reservas de hidrocarburos de Méxicommbpce6,216.15,862.5347.9 -218.9 102.9 -331.25,824.3 5,724.91,420.91,313.61,246.4 1,158.3Gas secoequivalente898.4806.8763.5 708.595.889.275.1 99.1Líquidos de plantaCondensado3,801.0 3,652.93,739.1 3,759.1Aceite2008 2009 2010 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción 2011Figura 5.29 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Sur.dan de baja localizaciones en el bloque costa afuerapor el alto costo de perforación. Las incorporacionesexploratorias contribuyeron con 81.1 miles de millonesde pies cúbicos de gas natural. En el cuadro5.15 se muestra la distribución de las reservas de gasnatural, gas a entregar en planta y gas seco en lascategorías de reservas probada, probable y posible.Petróleo crudo equivalenteEl volumen de la reserva 3P en términos de petróleocrudo equivalente, es decir, la adición de reservasprobadas más probables más posibles, al 1 de enerode 2011 asciende a 5,724.9 millones de barriles,equivalente al 13.3 por ciento del total nacional. Estevalor comparado con el del año anterior, presentaun incremento de 4.0 por ciento. La reserva 3P selocaliza principalmente en los campos de los activosintegrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo, que concentran,77.9 por ciento del total. En la figura 5.29 sepresenta la variación que han sufrido las reservas 3Pdurante el año 2010, en comparación con los años2007, 2008 y 2009.La reserva probada de la Región Sur al 1 de enerode 2011 en términos de petróleo crudo equivalenteasciende a 4,000.5 millones de barriles, volumenque significa 29.0 por ciento de la reserva probadanacional, figura 5.30. En comparación con el añoanterior, la reserva presenta un incremento de 295.7mmbpce1,315.7302.8263.3163.04,000.51,955.7Samaria-LunaBellota-JujoMuspacCincoPresidentesMacuspanaTotalFigura 5.30 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Sur.95

Distribución de las reservas de hidrocarburosmmbpce445.4111.598.656.91,168.2455.8Samaria-LunaBellota-JujoMuspacMacuspanaCincoPresidentesTotalFigura 5.31 Reservas probables al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Sur.millones de barriles de petróleo crudo equivalente,dicha variación positiva se origina principalmentecon 342.7 millones de barriles de petróleo crudoequivalente por la reclasificación de reserva probablea probada en los campos Caparroso-Pijije-Escuintle,Sen y Bricol, por la perforación exitosa de pozos dedesarrollo durante 2010. Los descubrimientos debidoa la actividad exploratoria aportaron 82.8 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente. El principaldecremento se tuvo en el campo Íride por 74.2millones de barriles de petróleo crudo equivalentedebido al comportamiento presión-producción delcampo. Además la producción en el período explicauna disminución de 331.2 millones de barriles depetróleo crudo equivalente.Con relación a la reserva probable de petróleo crudoequivalente al 1 de enero de 2011, la región totalizó1,168.2 millones de barriles, que equivalen al 7.8por ciento del total de las reservas probables delpaís, figura 5.31. Para esta categoría se presenta unincremento de 90.8 millones de barriles de petróleocrudo equivalente en relación al volumen de reservasremanentes del año anterior. Esto se originaprincipalmente por la incorporación exploratoria enlos campos Bellota (Naguín-1), Bricol (Bricol-2DL),Brillante (Brillante-1), Guaricho (Guaricho-501), Juspí(Juspí-101A), Luna-Palapa (Palapa-301) y Sen (Pachira-1)con 192.7 millones de barriles de petróleo crudoequivalente. El principal decremento se presenta enel campo Caparroso-Pijije-Escuintle por 44.9 millonesmmbpce88.257.1 556.297.7111.7201.4Samaria-LunaMuspacCincoPresidentesBellota-JujoMacuspanaTotalFigura 5.32 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Sur.96

Las reservas de hidrocarburos de Méxicode barriles de petróleo crudo equivalente, debido ala reclasificación de reserva probable a probada delyacimiento KS-KM como resultado de la terminaciónexitosa de los pozos Pijije-103,105,112,113 y 123.La reserva posible al 1 de enero de 2011 es de 556.2millones de barriles de petróleo crudo equivalente,que representa 3.9 por ciento del total del país, figura5.32. Con relación al año anterior, la reserva posiblede la región presenta un decremento de 154.6millones de barriles de petróleo crudo equivalente.Esta variación negativa se debe principalmente a loscampos Sitio Grande, Terra, Juspí, Níspero, Cráter,Caparroso-Pijije-Escuintle y Sen que en conjunto disminuyeronen 180.3 millones de barriles de petróleocrudo equivalente. En Sitio Grande, Terra y Nísperose debe a la revisión del comportamiento presiónproducciónde estos campos, en Juspí por el avancedel contacto agua-aceite, en Cráter por la cancelaciónde localizaciones, en Caparroso-Pijije-Escuintle porel resultado adverso del pozo Pijije-107 y en Sen porla reclasificación de reserva posible a probada. En loque respecta a incrementos, los 7 pozos exploratoriosperforados durante 2010 adicionaron 72.5 millones debarriles de petróleo crudo equivalente y en el campoParedón se tuvo un incremento de 25.6 millones debarriles de petróleo crudo equivalente por el programade inyección de gas metano.Relación reserva-producciónLa relación reserva probada-producción en petróleocrudo equivalente al 1 de enero de 2011, alcanza unvalor de 12.1 años. El valor anterior es el cociente queresulta de dividir la reserva 1P entre la produccióndel año 2010, cuyo volumen es de 331.2 millonesde barriles de petróleo crudo equivalente. En cuantoa la reserva 2P, resultado de adicionar las reservasprobada y probable de petróleo crudo equivalente, larelación reserva-producción es de 15.6 años, mientrasque la citada relación resulta de 17.3 años al considerarla reserva 3P o total. El Activo Integral Bellota-Jujopresenta las mayores relaciones reserva-producciónde la región en la categoría de reservas probadas, 2Py 3P con 15.9, 21.3 y 22.3 años, respectivamente.Considerando la reserva probada de aceite, la relaciónreserva probada-producción de la región es 13.2 años,empleando una producción anual de 194.1 millonesde barriles de aceite en 2010. Si esta relación seCuadro 5.16 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Sur.Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Totalplantammb mmb mmb mmbpce mmbpce2009 Total 3,652.9 89.2 806.8 1,313.6 5,862.5Probada 2,480.2 76.3 573.1 919.5 4,049.1Probable 700.8 11.1 159.0 269.4 1,140.3Posible 471.8 1.8 74.7 124.8 673.02010 Total 3,739.1 75.1 763.5 1,246.4 5,824.3Probada 2,545.3 61.4 548.4 881.0 4,036.1Probable 693.1 10.1 138.1 236.2 1,077.4Posible 500.8 3.7 77.0 129.3 710.82011 Total 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9Probada 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5Probable 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2Posible 406.9 2.9 53.1 93.3 556.297

Distribución de las reservas de hidrocarburoscalcula utilizando la reserva 2P, la relación resulta de17.3 años, en tanto para la reserva 3P de 19.4 años. ElActivo Integral Samaria-Luna tiene la mayor relaciónreserva probada-producción de aceite con 16.2 años,seguido por el Activo Integral Bellota-Jujo con unarelación de 15.5 años.Para el gas natural, la relación reserva probada-producciónresulta de 9.7 años, utilizando una producciónanual de 644.1 miles de millones de pies cúbico, mientrasque para las categorías de reservas 2P y 3P selogran valores de 12.2 y 13.4 años, respectivamente. Elactivo integral que presenta la mayor relación reservaproducciónen sus categorías 1P, 2P y 3P es Bellota-Jujo con 16.0, 20.0 y 20.9 años, respectivamente.Reservas por tipo de fluidoLas reservas de hidrocarburos en función del tipode fluido se muestran en el cuadro 5.16 referidas al1 de enero de los años 2009 a 2011, para las respectivascategorías asociadas. Así, la reserva probadaremanente al cierre de 2010 de 4,000.5 millones debarriles de petróleo crudo equivalente, se componeen 64.1 por ciento de aceite crudo, 2.0 por ciento decondensado, 13.0 por ciento de líquidos de planta y20.9 por ciento de gas seco equivalente a líquido.Para el caso de la reserva probable, el volumen de1,168.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,está constituido por 67.4 por ciento de aceitecrudo, 1.4 por ciento de condensado, 11.5 por cientode líquidos de planta y 19.7 por ciento de gas secoequivalente a líquido.La reserva posible de petróleo crudo equivalente asciendea 556.2 millones de barriles y está distribuidaen 73.2 por ciento de aceite crudo, 0.5 por ciento decondensado, 9.5 por ciento de líquidos de planta y16.8 por ciento de gas seco equivalente a líquido.98

AbreviaturasConceptoAAPGAPIbbdBTUDSTfeemfegslfeifeilpfelpfeltfrcfrlpgr/cm 3kg/cm 2mbmbpcemmbmmbpcemmmbmmmbpcemmmmpcmmmpcmmpcmmpcdmpcpcpcePEPPVTSECSPEWPC1P2D2P3D3PAmerican Association of Petroleum GeologistsAmerican Petroleum Institutebarrilesbarriles diariosbritish thermal unitdrill stem testfactor de encogimiento por eficiencia en el manejofactor de equivalencia calorífica del gas seco a líquidofactor de encogimiento por impurezasfactor de encogimiento por impurezas y licuables en plantafactor de encogimiento por licuables en plantafactor de encogimiento por licuables en el transportefactor de recuperación de condensadofactor de recuperación de líquidos en plantagramos sobre centímetro cúbicokilogramos sobre centímetro cuadradomiles de barrilesmiles de barriles de petróleo crudo equivalentemillones de barrilesmillones de barriles de petróleo crudo equivalentemiles de millones de barrilesmiles de millones de barriles de petróleo crudo equivalentebillones de pies cúbicosmiles de millones de pies cúbicosmillones de pies cúbicosmillones de pies cúbicos diariosmiles de pies cúbicospies cúbicospetróleo crudo equivalentePemex Exploración y Producciónpresión-volumen-temperaturaSecurities and Exchange CommissionSociety of Petroleum EngineersWorld Petroleum Councilreservas probadasbidimensionalreservas probadas más probablestridimensionalreservas probadas más probables más posibles99

GlosarioAbandono de pozos: Es la actividad final en la ope ­ración de un pozo cuando se cierra permanentementebajo condiciones de seguridad y preservación delmedio ambiente.Aceite: Porción de petróleo que existe en faselíquida en los yacimientos y permanece así en condicionesoriginales de presión y temperatura. Puedeincluir pe queñas cantidades de substancias que noson hi dro carburos. Tiene una viscosidad menor oigual a 10,000 centipoises, a la temperatura originaldel yacimiento, a presión at mos férica, y libre degas (estabilizado). Es práctica común clasificar alaceite en función de su densidad y expresada engrados API.Aceite extrapesado: Aceite crudo con fraccionesrelativamente altas de componentes pesados, altadensidad específica (baja densidad API) y alta viscosidad,a condiciones de yacimiento. La producción deeste tipo de crudo generalmente presenta dificultadesde extracción y costos altos. Los métodos de recuperaciónmás comunes para explotar comercialmenteeste tipo de crudo son los térmicos.Aceite ligero: La densidad de este aceite es mayor a27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.Aceite pesado: Es aquél cuya densidad es menor oigual a 27 grados API.Aceite superligero: Su densidad es mayor a los 38grados API.Acumulación: Ocurrencia natural de un cuerpo individualde petróleo en un yacimiento.Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad exploratoria.Comprende los descubrimientos y delimitacionesde un campo durante el periodo en estudio.Aguas profundas: Zonas costafuera donde la profundidaddel agua es mayor o igual a 500 metros.Anticlinal: Configuración estructural de un paquete derocas que se pliegan, y en la que las rocas se inclinanen dos direcciones diferentes a partir de una cresta.Area probada: Proyección en planta de la partecono cida del yacimiento correspondiente al volumenprobado.Area probada desarrollada: Proyección en planta dela extensión drenada por los pozos de un yacimientoen producción.Area probada no desarrollada: Proyección en plantade la extensión drenada por pozos productores futurosen un yacimiento y ubicados dentro de la reservaprobada no desarrollada.Basamento: Zócalo o base de una secuencia sedi mentariacompuesta por rocas ígneas o meta mór ficas.Betumen: Porción de petróleo que existe en losyacimientos en fase semisólida o sólida. En su estadonatural generalmente contiene azufre, metalesy otros compuestos que no son hidrocarburos. Elbetu men natural tiene una viscosidad mayor de10,000 centi poises, medido a la temperatura originaldel yaci miento, a presión atmosférica y libre de gas.Frecuentemente, requiere tratamiento antes de someterloa refinación.101

GlosarioBombeo mecánico: Sistema artificial de producciónen el que una bomba de fondo localizada en o cercadel fondo del pozo, se conecta a una sarta de va ri ­llas de succión para elevar los fluidos de éste a lasuperficie.Bombeo neumático: Sistema artificial de producciónque se emplea para elevar el fluido de un pozo mediantela inyección de gas a través de la tubería deproducción, o del espacio anular de ésta, y la tuberíade revestimiento.Cracking: Procedimientos de calor y presión quetransforman a los hidrocarburos de alto peso moleculary punto de ebullición elevado en hidrocarburos demenor peso molecular y punto de ebullición.Criogenia: Es el estudio, producción y utilización detemperaturas bajas.Cuenca: Receptáculo donde se deposita una columnasedimentaria, y que comparte en varios ni ve les estratigráficosuna historia tectónica común.Campo: Area consistente de uno o múltiples yacimientos,todos ellos agrupados o relacionados deacuerdo a los mismos aspectos geológicos estructuralesy/o condiciones estratigráficas. Pueden existirdos o más yacimientos en un campo separadosverticalmente por una capa de roca impermeable olateralmente por barreras geológicas, o por ambas.Complejo: Serie de campos que comparten instalacionessuperficiales de uso común.Compresor: Es un equipo instalado en una línea deconducción de gas para incrementar la presión y garantizarel flujo del fluido a través de la tubería.Condensados: Líquidos del gas natural constituidosprincipalmente por pentanos y componentes de hidrocarburosmás pesados.Condiciones estándar: Son las cantidades a las quela presión y temperatura deberán ser referidas. Parael sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cuadradapara la presión y 60 grados Fahrenheit para latemperatura.Delimitación: Actividad de exploración que incrementa,o reduce, reservas por medio de la perforaciónde po zos delimitadores.Densidad: Propiedad intensiva de la materia querelaciona la masa de una sustancia y su vo lu men através del cociente entre estas dos canti dades. Seexpresa en gramos por centímetro cúbico, o en libraspor galón.Densidad API: Medida de la densidad de los productoslíquidos del petróleo, derivado a partir de su densidadrelativa de acuerdo con la siguiente ecuación: DensidadAPI = (141.5 / densidad relativa) - 131.5. La densidadAPI se expresa en grados; así por ejemplo la densidadrelativa con valor de 1.0 equivale a 10 grados API.Desarrollo: Actividad que incrementa, o reduce,reservas por medio de la perforación de pozos deexplotación.Descubrimiento: Incorporación de reservas atri bui blea la per fo ración de pozos exploratorios que pruebanformaciones productoras de hidrocarburos.Contacto de fluidos: La superficie o interfase en unyacimiento que separa dos regiones caracterizadas pordiferencias predominantes en saturaciones de fluidos.Debido a la capilaridad y otros fenómenos, el cambioen la saturación de fluidos no necesariamente es abrupto,ni la superficie necesariamente es horizontal.Dómica: Estructura geológica que presenta una forma,o relieve, de forma semi es fé rica.Endulzadora: Planta industrial cuyo objetivo es proporcionarun tratamiento que se aplica a las mezclasgaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para102

Las reservas de hidrocarburos de Méxicoeliminar los compuestos de azufre indeseables o corrosivos,y para mejorar su color, olor y estabilidad.Espaciamiento: Distancia óptima entre los pozosproductores de hidrocarburos de un campo o unyacimiento.Evaporitas: Rocas sedimentarias compuestas principalmentepor sal, anhidrita o yeso, resultado de lae va poración en zonas cercanas a la costa.Espesor neto (h n): Resulta de restar al espesor totallas porciones que no tienen posibilidades de producirhidrocarburos.Espesor total (h): Espesor desde la cima de la formaciónde interés hasta un límite vertical determinadopor un nivel de agua o por un cambio de formación.Se obtiene de la estadística de operación del últimoperiodo anual del complejo procesador de gas dondese procesa la producción del cam po analizado.Factor de encogimiento por impurezas y licuables enplanta (feilp): Es la fracción obtenida al considerar lasimpurezas de gases no hidrocarburos (compuestosde azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) quecontiene el gas amargo así como el encogimiento porla generación de líquidos de planta en el complejoprocesador de gas.Factor de encogimiento por licuables en el transporte(felt): Es la fracción que resulta de considerara los licuables obtenidos en el transporte a plantasde procesamiento. Se obtiene de la estadística delmanejo del gas del último periodo anual del áreacorrespondiente al campo en estudio.Estimulación: Proceso de acidificación o fractu ra mientollevado a cabo para agrandar conductos exis ten tes ocrear nuevos en la formación productora de un pozo.Estratigrafía: Parte de la geología que estudia el origen,composición, distribución y sucesión de estratosrocosos.Factor de compresibilidad del gas (Z): Relaciónadi mensional entre el volumen de un gas real y elvolumen de un gas ideal. Su valor fluctúa usualmenteentre 0.7 y 1.2.Factor de encogimiento por eficiencia en el ma nejo(feem): Es la fracción de gas natural que re sulta deconsiderar el autoconsumo y falta de capacidad enel manejo de éste. Se obtiene de la estadística delmanejo del gas del último periodo en el área co ­rrespondiente al campo en estudio.Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la fracciónque resulta de considerar las impurezas de gasesno hidrocarburos (compuestos de azufre, bió xido decarbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo.Factor de encogimiento por licuables en planta (felp):Es la fracción que resulta de considerar a los licuablesobtenidos en las plantas de proceso. Se obtiene dela estadística de operación del último periodo anualdel complejo procesador de gas donde se procesa laproducción del campo en estudio.Factor de equivalencia del gas seco a líquido (fegsl):Factor utilizado para relacionar el gas seco a su equivalentelíquido. Se obtiene a partir de la composición molardel gas del yacimiento, considerando los poderescaloríficos unitarios de cada uno de los componentesy el poder calorífico del líquido de equivalencia.Factor de recuperación (fr): Es la relación existenteentre la reserva original y el volumen original deaceite o gas, medido a condiciones atmosféricas, deun yacimiento.Factor de recuperación de condensados (frc): Es elfactor utilizado para obtener las fracciones líquidasque se recuperan del gas natural en las instalacionessuperficiales de distribución y transporte. Se obtienede la estadística de operación del manejo de gas y103

Glosariocon den sado del último periodo anual en el área correspondienteal campo en estudio.Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp): Esel factor utilizado para obtener las porciones líquidasque se recuperan en la planta procesadora de gasnatural. Se obtiene de la estadística de operacióndel último perio do anual del complejo procesadorde gas donde es procesada la producción del campoanalizado.Factor de resistividad de la formación (F): Relaciónde la resistividad de una roca saturada 100 por cientocon agua salada dividida entre la resistividad del aguaque la satura.Factor de volumen (B): Factor que relaciona la unidadde volumen de fluido en el yacimiento con la unidadde volumen en la superficie. Se tienen factores devolumen para el aceite, para el gas, para ambas fases,y para el agua. Se pueden medir directamente deuna muestra, calcularse u obtenerse por medio decorrelaciones empíricas.Falla: Superficie de ruptura de las capas geológicas alo largo de la cual ha habido movimiento diferencial.Falla inversa: Es el resultado de las fuerzas de compresión,en donde uno de los bloques es desplazadohacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a 90grados y se reconoce por la repetición de la columnaestratigráfica.Falla normal: Es el resultado del desplazamiento deuno de los bloques hacia abajo con respecto a lahorizontal. Su ángulo es generalmente entre 25 y 60grados y se reconoce por la ausencia de una partede la columna estratigráfica.Fase: Es la parte de un sistema que difiere, en suspro piedades intensivas, de la otra parte del sistema.Los sistemas de hidrocarburos generalmente se presentan en dos fases: gaseosa y líquida.Gas asociado: Gas natural que se encuentra en contactoy/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 yestá en contacto con el aceite crudo en el yacimiento.Puede corresponder al gas del cas quete.Gas asociado en solución o disuelto: Gas naturaldi suelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo lascon diciones de presión y de temperatura que prevalecenen él.Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se obtienedel proceso del gas natural del cual le fueroneli mi nadas las impurezas o compuestos que no sonhi dro carburos, y cuyo contenido de componentesmás pesados que el metano es en cantidades talesque permite su proceso comercial.Gas natural: Mezcla de hidrocarburos que existe enlos yacimientos en fase gaseosa, o en solución en elaceite, y que a condiciones atmosféricas permaneceen fase gaseosa. Este puede incluir algunas impurezaso substancias que no son hidrocarburos (á ci dosulfhídrico, nitrógeno o dióxido de car bono).Gas no asociado: Es un gas natural que se encuentraen yacimientos que no contienen aceite crudo a lascondiciones de presión y temperatura originales.Gas seco: Gas natural que contiene cantidades menoresde hidrocarburos más pesados que el metano.El gas seco también se obtiene de los complejosprocesadores de gas.Gas seco equivalente a líquido (GSEL): Volumen deaceite crudo que por su poder calorífico equivale alvolumen del gas seco.Graben: Fosa o depresión formada por procesostectónicos, limitada por fallas de tipo normal.104

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoHidrocarburos: Compuestos químicos constituidoscompletamente de hidrógeno y carbono.Horst: Bloque de la corteza terrestre que se ha levantadoentre dos fallas; lo contrario de un graben.Indice de hidrocarburos: Medida de la cantidad dehidrocarburos que contiene el yacimiento por unidadde área.Nariz estructural: Término empleado en la geologíaestructural para definir una forma geomé trica en formade saliente a partir de un cuerpo prin cipal.Núcleo: Muestra cilíndrica de roca tomada de unaformación durante la perforación, para determinarsu permeabilidad, porosidad, saturación dehidrocarburos, y otras propiedades asociadas a laproductividad.Kerógeno: Materia orgánica insoluble dispersa enlas rocas sedimentarias que producen hidrocarburoscuando se somete a un proceso de destilación.Límite convencional: Límite del yacimiento que seestablece de acuerdo al grado de conocimiento, oinvestigación, de la información geológica, geofísicao de ingeniería que se tenga del mismo.Límite económico: Es el punto en el cual los ingresosobtenidos por la venta de los hidrocarburos se igualana los costos incurridos en su explotación.Límite físico: Límite de un yacimiento definido poralgún accidente geológico (fallas, discordancias, cambiode facies, cimas y bases de las formaciones, etc.),por contactos entre fluidos, o por reducción hastalímites críticos de la porosidad, la permeabilidad, opor el e fec to combinado de estos parámetros.Petróleo: Mezcla de hidrocarburos compuesta decombinaciones de átomos de carbono e hidrógeno yque se encuentra en los espacios porosos de la roca.El petróleo crudo puede contener otros elementos deorigen no metálico como azufre, oxígeno y nitrógeno,así como trazas de metales como constituyentesmenores. Los compuestos que forman el petróleopueden estar en estado gaseoso, líquido o sólido,dependiendo de su naturaleza y de las condicionesde presión y temperatura existentes.Petróleo crudo equivalente (PCE): Suma del aceitecrudo, condensado, líquidos de plantas y gas secoequivalente a líquido.Permeabilidad: Facilidad de una roca para dejarpasar fluidos a través de ella. Es un factor que indicasi un yacimiento es, o no, de buenas característicasproductoras.Limolita: Roca sedimentaria de grano fino que estransportada por acción del agua. Su granu lo me tríaestá comprendida entre las arenas finas y las arcillas.Permeabilidad absoluta: Capacidad de conducción,cuando únicamente un fluido está presente en losporos.Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recuperadosen plantas de procesamiento de gas, consistiendode etano, propano y butano, principalmente.Metamórfico: Grupo de rocas resultantes de latrans for mación que sucede, generalmente a grandespro fun didades, por presión y temperatura. Lasrocas originales pueden ser sedimentarias, ígneas ometa mór ficas.Permeabilidad efectiva: Es una medida relativa dela conductancia de un medio poroso para un fluidocuando el medio está saturado con más de un fluido.Esto implica que la permeabilidad efectiva es unapropiedad asociada con cada fluido del ya cimiento,por ejemplo, gas, aceite, y agua. Un prin cipio fundamentales que la suma de las per mea bilidades efectivassiempre es menor o igual que la permeabilidadabsoluta.105

GlosarioPermeabilidad relativa: Es la capacidad que presentaun fluido, como agua, gas o aceite, para fluir a travésde una roca, cuando ésta se encuentra saturada condos o más fluidos. El valor de la permeabilidad enuna roca saturada con dos o más fluidos es distinto alvalor de la permeabilidad de la misma roca saturadacon un solo fluido.Planta criogénica: Planta procesadora capazde producir productos líquidos del gas natural,incluyendo etano, a muy bajas temperaturas deoperación.Play: Conjunto de campos y/o prospectos en determinadaregión, que están controlados por las mismascaracterísticas geológicas generales (roca almacén,sello, roca generadora y tipo de trampa).Presión capilar: Fuerza por unidad de área, resultadode fuerzas superficiales a la interfase entre dosfluidos.Presión de abandono: Es función directa de laspremisas económicas y corresponde a la presión defondo estática a la cual los ingresos obtenidos por laventa de los hidrocarburos producidos son iguales alos costos de operación del pozo.Presión de saturación: Presión a la cual se forma laprimera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida ala región de dos fases.Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primeragota de líquido, al pasar de la región de vapor a laregión de dos fases.Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado porunidad de masa, o por unidad de volumen, cuandouna sustancia es quemada completamente. Lospoderes caloríficos de los combustibles sólidos ylíquidos se expresan en calorías por gramo o en BTUpor libra. Para los gases, este parámetro se expresageneralmente en kilocalorías por metro cúbico o enBTU por pie cúbico.Presión original: Presión que prevalece en un yacimientoque no ha sido explotado. Es la presión quese mide en el pozo descubridor de una estructuraproductora.Producción caliente: Es la producción óptima deaceites pesados a través del empleo de métodostérmicos de recuperación mejorada.Porosidad: Relación entre el volumen de poros existentesen una roca con respecto al volumen total dela misma. Es una medida de la capacidad de almacenamientode la roca.Producción fría: Es el uso de técnicas operativas y especializadasde explotación, cuya finalidad es produ cirrápidamente aceites pesados sin aplicar métodos derecuperación térmica.Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de dividirel volumen total de poros comunicados entre elvolumen total de roca.Provincia geológica: Región de grandes dimensionescaracterizada por una historia geológica y desarrollossimilares.Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área probada con el fin de producir hidrocarburos.Pozo exploratorio: Pozo que se perfora sin cono cimientodetallado de la estructura rocosa subyacentecon el fin de encontrar hidrocarburos cuya explotaciónsea económicamente rentable.Proyecto piloto: Proyecto que se lleva a cabo en unpequeño sector representativo de un yacimiento, endonde se efectúan pruebas similares a las que se llevaríana cabo en toda el área del yacimiento. El objetivoes recabar información y/u obtener resultados quepuedan ser utilizados para generalizar una estrategiade explotación en todo el campo petrolero.106

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoPrueba de formación (Drill Stem Test): Procedimientoque utiliza la sarta de perforación con el fin de determinarla capacidad productiva, presión, permeabilidad oextensión de un yacimiento, o una combinación de loanterior, aislando la zona de interés con empacadorestemporales.Recurso no descubierto: Volumen de hidrocarburoscon incertidumbre, pero cuya existencia se infiere encuencas geológicas a través de factores favorablesresultantes de la interpretación geológica, geofísicay geoquímica. Si comercialmente se considera recuperablese le llama recurso prospectivo.Radio de drene: Distancia desde la que se tiene flujode fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llegala influencia de las perturbaciones ocasionadas porla caída de presión.Recuperación mejorada: Es la recuperación de aceitepor medio de la inyección de materiales que normalmenteno están presentes en el yacimiento y quemodifican el comportamiento dinámico de los fluidosresidentes. La recuperación mejorada no se restringea alguna etapa en particular de la vida del yaci mien to(primaria, secundaria o terciaria).Recuperación primaria: Extracción del petróleo utilizandoúnicamente la energía natural disponible enlos yacimientos para desplazar los fluidos, a travésde la roca del yacimiento hacia los pozos.Recuperación secundaria: Técnicas de extracción adicionalde petróleo después de la recuperación primaria.Esta incluye inyección de agua, o gas con el propósitoen parte de mantener la presión del yacimiento.Recurso: Volumen total de hidrocarburos existenteen las rocas del subsuelo. También conocido comovolumen original in situ.Recurso contingente: Son aquellas cantidades de hidrocarburosque son estimadas a una fecha dada, y quepotencialmente son recuperables de acumulacionesconocidas pero que bajo las condiciones económicasde evaluación correspondientes a esa misma fecha, nose consideran comercialmente recuperables.Recurso descubierto: Volumen de hidrocarburos delcual se tiene evidencia a través de pozos perforados.Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocarburosestimado, a una cierta fecha, de acumulacionesque todavía no se descubren pero que han sido inferidasy que se estiman potencialmente recuperables,mediante la aplicación de proyectos de desarrollofuturos.Registro de pozos: Representa la información sobrelas formaciones del subsuelo obtenidas por mediode herramientas que se introducen en los pozos, yson de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El registrotambién incluye información de perforación yanálisis de lodo y recortes, de núcleos y pruebas deformación.Regresión: Término geológico utilizado para definirel levantamiento de una parte del continente sobreel nivel del mar, como resultado de un ascenso delcontinente o de una disminución del nivel del mar.Relación gas-aceite (RGA): Relación de la producciónde gas del yacimiento a la producción de aceite, medidosa la presión atmosférica.Relación gas disuelto-aceite: Relación del volumende gas que está disuelto en el aceite comparado conel volumen de aceite que lo contiene. Esta relaciónpuede ser original (Rsi) o instantánea (Rs).Relación reserva-producción: Es el resultado dedividir la reserva remanente a una fecha entre laproducción de un periodo. Este indicador suponeproducción constante, precio de hidrocarburos ycostos de extracción sin variación en el tiempo, asícomo la inexistencia de nuevos descubrimientos enel futuro.107

GlosarioReservas económicas: Producción acumulada que seobtiene de un pronóstico de producción en donde seaplican criterios económicos.Reserva remanente: Volumen de hidrocarburosme di do a condiciones atmosféricas, que queda porproducirse económicamente de un yacimiento adeterminada fecha, con las técnicas de explotaciónapli cables. Es la diferencia entre la re ser va originaly la producción acumulada de hidrocarburos a unafecha específica.Reservas de hidrocarburos: Volumen de hidrocarburosmedido a condiciones atmosféricas, que seráproducido económicamente con cualquiera de losmétodos y sistemas de explotación aplicables a lafecha de la evaluación.Reserva original: Volumen de hidrocarburos a condicionesatmosféricas, que se espera recuperar económicamentecon los métodos y sistemas de explotaciónaplicables a una fecha específica. Es la fracción delrecurso descubierto y económico que podrá obtenerseal final de la explo tación del yacimiento.Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos endonde el análisis de datos geológicos y de ingenieríasugiere que son menos probables de ser co mer cialmenterecuperables que las reservas pro bables.Reservas probables: Reservas no probadas cuyoanálisis de datos geológicos y de ingeniería sugiereque son más tendientes a ser comercialmente recuperablesque no serlo.Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o sustanciasasociadas evaluadas a condiciones atmosféricas,las cuales por análisis de datos geo lógicos y deingeniería se estima con razonable certidumbre queserán comercialmente recuperables a partir de unafecha dada proveniente de yacimientos conocidosy bajo condiciones actuales económicas, métodosope ra cionales y regulaciones gubernamentales. Dichovo lu men está constituido por la reserva probadadesarrollada y la reserva probada no desarrollada.Reservas probadas desarrolladas: Reservas que seespera sean recuperadas de los pozos existentes incluyendolas reservas atrás de la tubería, que puedenser recuperadas con la infraestructura actual me dian tetrabajo adicional con costos moderados de inversión.Las reservas asociadas a procesos de recuperaciónsecundaria y/o mejorada serán consideradas desarrolladascuando la infraestructura requerida para elproceso esté instalada o cuando los costos re que ridospara ello sean menores. Se consideran en este renglón,las reservas en intervalos terminados los cuales estánabiertos al tiempo de la estimación, pero no han empezadoa producir por condiciones de mercado, problemasde conexión o problemas mecá nicos, y cuyocosto de reha bilitación es relativamente menor.Reservas probadas no desarrolladas: Volumen quese espera producir por medio de pozos sin instalacionesactuales para producción y transporte, y depozos futuros. Se podrá incluir la reserva estimadade los proyectos de recuperación mejorada, conprueba piloto, o con el mecanismo de recuperaciónpropuesto en operación que se ha anticipado con altogrado de certidumbre en yacimientos favorables aeste método de explotación.Reservas no probadas: Volúmenes de hidrocarburosy substancias asociadas, evaluadas a condicionesatmosféricas que resultan de la extra po lación de lascaracterísticas y parámetros del yacimiento más alláde los límites de razonable certidumbre, o de suponerpronósticos de aceite y gas con esce na rios tantotécnicos como económicos que no son los que estánen operación o con proyecto.Reservas técnicas: Producción acumulada derivadade un pronóstico de producción en donde no hayaplicación de criterios económicos.Reserva 1P: Es la reserva probada.108

Las reservas de hidrocarburos de MéxicoReservas 2P: Suma de las reservas probadas más lasreservas probables.Reservas 3P: Suma de las reservas probadas más lasreservas probables más las reservas posibles.Revisión: Es la reserva resultante de comparar laevaluación del año anterior con la nueva, en la cualse consideró nueva información geológica, geofísica,de operación, comportamiento del yacimiento, asícomo la variación en los precios de los hidrocarburosy costos de extracción. No incluye la perforación depozos.Saturación de fluidos: Porción del espacio porosoocupado por un fluido en particular, pudiendo existiraceite, gas y agua.Sección sísmica: Perfil sísmico que emplea la reflexiónde las ondas sísmicas para determinar la geologíadel subsuelo.Segregación gravitacional: Mecanismo de empuje enel yacimiento, en el que se presenta la tendencia delos fluidos a separarse de acuerdo a sus respectivasdensidades. Por ejemplo, siendo el agua más pesadaque el aceite, en un proyecto de inyección de agua,este fluido tenderá a moverse hacia la parte inferiordel yacimiento.Sistema artificial de producción: Cualquiera de lastécnicas empleadas para extraer el petróleo de la formaciónproductora a la superficie, cuando la presióndel yacimiento es insuficiente para elevar el petróleoen forma natural hasta la superficie.Tasa de restitución de reservas: Indica la cantidadde hidrocarburos que se reponen o incorporan pornue vos descubrimientos con respecto a lo que se produjoen un periodo dado. Es el cociente que resultade dividir los nuevos descubrimientos por la pro duccióndurante un periodo de análisis, y generalmentees referida en forma anual y expresada en términospor centuales.Trampa: Geometría que permite la concentración dehidrocarburos.Transgresión: Término geológico utilizado para definirla sumersión bajo el nivel del mar de una partedel continente, como resultado de un descenso delmismo, o de una elevación del nivel del mar.Volumen original de gas: Cantidad de gas que seestima existe originalmente en el yacimiento, y estáconfinado por límites geológicos y de fluidos, pudiéndoseexpresar tanto a condiciones de yacimientocomo a condiciones de superficie.Volumen original de petróleo o aceite: Cantidad depetróleo que se estima existe originalmente en elyacimiento, y está confinado por límites geológicos yde fluidos, pudiéndose expresar tanto a condicionesde yacimiento como a condiciones de superficie.Yacimiento: Porción de trampa geológica que contienehidrocarburos, que se comporta como un sistemahidráulicamente interconectado, y donde loshidrocarburos se encuentran a temperatura y presiónelevadas ocupando los espacios porosos.Yacimiento análogo: Porción de trampa geológicaintercomunicada hidráulicamente con condiciones deyacimiento, mecanismos de empuje y propiedades deroca y fluidos similares a las de otra estructura de interés,pero que típicamente se encuentra en una etapade desarrollo más avanzada que ésta, proporcionandode esta forma un apoyo para su interpretación a partirde datos limitados, así como para la estimación de sufactor de recuperación.109

Anexo estadísticoPemex Exploración y ProducciónReservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011Volumen original Reserva de hidrocarburos Reserva de gasGas seco ** Gas natural Gas secoAceite Gas natural Petróleo crudoequivalenteAceite Condensado Líquidos deplanta *mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce mmmpc mmmpcTotales (3P) 306,443.8 288,430.6 43,073.6 30,559.8 294.1 3,573.3 8,646.5 61,274.9 44,969.6Marina Noreste 73,483.2 27,462.5 12,081.3 11,170.3 126.3 259.7 525.0 4,757.1 2,730.6Marina Suroeste 27,189.2 41,200.1 6,383.7 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 13,248.0 9,754.5Norte 166,663.0 146,030.6 18,883.6 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 34,632.0 26,460.5Sur 39,108.4 73,737.4 5,724.9 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 8,637.8 6,024.1Probadas 161,985.4 192,412.7 13,796.0 10,161.0 198.1 1,034.6 2,402.3 17,316.3 12,494.2Marina Noreste 60,014.7 24,847.9 6,283.4 5,682.2 85.3 172.2 343.6 3,083.2 1,787.2Marina Suroeste 18,345.2 23,932.1 2,076.3 1,255.8 22.2 251.5 546.8 4,063.6 2,843.9Norte 48,663.2 75,601.1 1,435.8 658.4 11.1 89.8 676.4 3,941.0 3,518.1Sur 34,962.3 68,031.6 4,000.5 2,564.6 79.5 521.1 835.4 6,228.6 4,344.9Probables 78,278.2 47,529.3 15,013.1 10,736.4 58.0 1,238.9 2,979.8 20,905.4 15,497.7Marina Noreste 5,556.2 1,036.2 3,084.6 2,927.6 22.1 45.2 89.7 825.1 466.4Marina Suroeste 3,385.8 6,399.0 1,700.0 1,001.1 13.2 186.6 499.2 3,454.6 2,596.3Norte 66,549.6 36,131.6 9,060.2 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 14,972.1 11,240.9Sur 2,786.6 3,962.5 1,168.2 787.6 16.7 134.3 229.6 1,653.6 1,194.02P 240,263.6 239,942.0 28,809.1 20,897.4 256.1 2,273.5 5,382.1 38,221.7 27,991.9Marina Noreste 65,570.9 25,884.1 9,368.0 8,609.8 107.4 217.4 433.3 3,908.3 2,253.7Marina Suroeste 21,731.0 30,331.1 3,776.3 2,256.9 35.4 438.1 1,046.0 7,518.1 5,440.2Norte 115,212.8 111,732.7 10,496.0 6,678.6 17.1 962.6 2,837.8 18,913.1 14,759.0Sur 37,748.9 71,994.1 5,168.8 3,352.1 96.2 655.4 1,065.0 7,882.2 5,538.9Posibles 66,180.2 48,488.6 14,264.5 9,662.4 38.0 1,299.7 3,264.4 23,053.3 16,977.8Marina Noreste 7,912.3 1,578.4 2,713.3 2,560.5 18.9 42.3 91.7 848.8 476.9Marina Suroeste 5,458.2 10,869.0 2,607.4 1,457.6 8.2 312.1 829.5 5,729.9 4,314.2Norte 51,450.2 34,297.9 8,387.6 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 15,718.9 11,701.5Sur 1,359.5 1,743.2 556.2 406.9 2.9 53.1 93.3 755.6 485.2* Líquidos del gas obtenidos en plantas de proceso.** El líquido obtenido supone un poder calorífico equivalente al crudo Maya y una mezcla promedio de gas seco obtenida en Cactus, Cd. Pemex y Nuevo Pemex.Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.111

Pemex Exploración y ProducciónProducción de hidrocarburos2008 2009 2010Acumulada al1 de enero de 2011Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas naturalmmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc1,021.7 2,532.2 949.5 2,566.2 940.2 2,562.3 38,772.4 66,758.8Marina Noreste 638.9 695.9 544.9 650.6 510.0 578.0 16,973.8 8,511.8Cantarell 380.5 596.0 250.0 531.2 203.7 456.9 13,713.3 6,934.8Ku-Maloob-Zaap 258.4 99.8 294.9 119.4 306.3 121.1 3,260.6 1,577.0Marina Suroeste 183.1 374.4 188.9 405.7 198.7 427.7 6,040.6 7,533.2Abkatún-Pol-Chuc 112.8 208.3 111.5 211.8 108.1 216.9 5,437.4 6,149.8Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Litoral de Tabasco 70.3 166.1 77.5 193.9 90.6 210.8 603.3 1,383.3Norte 31.9 931.1 34.1 926.0 37.4 912.4 5,726.3 22,285.3Aceite Terciario del Golfo 10.7 18.9 10.8 28.7 15.0 31.1 185.6 329.0Burgos 0.0 506.1 0.0 553.1 0.0 539.6 33.7 11,546.4Poza Rica-Altamira 20.5 55.9 21.6 48.7 20.6 42.8 5,427.6 7,466.5Veracruz 0.8 350.1 1.7 295.5 1.8 298.9 79.3 2,943.3Sur 167.9 530.9 181.7 583.9 194.1 644.1 10,031.7 28,428.5Bellota-Jujo 64.0 91.7 62.8 95.2 58.5 111.7 3,042.2 4,646.4Cinco Presidentes 17.3 24.7 20.6 25.2 26.2 38.3 1,784.1 2,178.1Macuspana 5.8 95.3 9.9 114.0 12.0 111.9 50.7 5,877.1Muspac 13.2 109.6 15.3 101.7 18.1 99.8 1,719.6 9,469.3Samaria-Luna 67.6 209.5 73.0 247.7 79.4 282.5 3,435.2 6,257.6Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.112

Pemex Exploración y Producción, Región Marina NoresteReservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011Volumen original Reserva de hidrocarburos Reserva de gasGas seco ** Gas natural Gas secoAceite Gas natural Petróleo crudoequivalenteAceite Condensado Líquidos deplanta *mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce mmmpc mmmpcTotales (3P) 73,483.2 27,462.5 12,081.3 11,170.3 126.3 259.7 525.0 4,757.1 2,730.6Cantarell 37,530.8 17,866.5 5,342.1 4,836.5 50.8 148.9 305.8 2,616.8 1,590.7Ku-Maloob-Zaap 35,952.4 9,596.1 6,739.3 6,333.8 75.6 110.7 219.2 2,140.3 1,139.9Probadas 60,014.7 24,847.9 6,283.4 5,682.2 85.3 172.2 343.6 3,083.2 1,787.2Cantarell 37,317.0 17,662.6 2,541.1 2,223.2 33.1 94.7 190.1 1,645.1 988.7Ku-Maloob-Zaap 22,697.7 7,185.2 3,742.3 3,459.0 52.2 77.6 153.5 1,438.1 798.5Probables 5,556.2 1,036.2 3,084.6 2,927.6 22.1 45.2 89.7 825.1 466.4Cantarell 120.3 43.6 1,302.1 1,220.5 8.6 24.4 48.5 421.5 252.5Ku-Maloob-Zaap 5,435.9 992.7 1,782.6 1,707.1 13.5 20.8 41.1 403.6 214.02P 65,570.9 25,884.1 9,368.0 8,609.8 107.4 217.4 433.3 3,908.3 2,253.7Cantarell 37,437.3 17,706.2 3,843.1 3,443.8 41.7 119.1 238.6 2,066.6 1,241.2Ku-Maloob-Zaap 28,133.6 8,177.9 5,524.9 5,166.1 65.8 98.4 194.7 1,841.7 1,012.5Posibles 7,912.3 1,578.4 2,713.3 2,560.5 18.9 42.3 91.7 848.8 476.9Cantarell 93.5 160.3 1,498.9 1,392.7 9.1 29.9 67.2 550.2 349.5Ku-Maloob-Zaap 7,818.8 1,418.2 1,214.4 1,167.7 9.8 12.4 24.5 298.7 127.4* Líquidos del gas obtenidos en plantas de proceso.** El líquido obtenido supone un poder calorífico equivalente al crudo Maya y una mezcla promedio de gas seco obtenida en Cactus, Cd. Pemex y Nuevo Pemex.Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.113

Pemex Exploración y Producción, Región Marina SuroesteReservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011Volumen original Reserva de hidrocarburos Reserva de gasGas seco ** Gas natural Gas secoAceite Gas natural Petróleo crudoequivalenteAceite Condensado Líquidos deplanta *mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce mmmpc mmmpcTotales (3P) 27,189.2 41,200.1 6,383.7 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 13,248.0 9,754.5Abkatún-Pol-Chuc 16,571.6 16,026.9 1,297.2 998.2 19.3 96.2 183.6 1,577.2 954.7Holok-Temoa 0.0 3,048.8 437.0 0.0 17.6 43.9 375.5 2,107.0 1,953.1Litoral de Tabasco 10,617.6 22,124.4 4,649.5 2,716.3 6.7 610.1 1,316.4 9,563.7 6,846.7Probadas 18,345.2 23,932.1 2,076.3 1,255.8 22.2 251.5 546.8 4,063.6 2,843.9Abkatún-Pol-Chuc 14,248.4 14,597.0 665.1 465.6 12.2 64.0 123.3 1,050.7 641.2Holok-Temoa 0.0 753.3 100.6 0.0 6.4 15.3 79.0 452.0 410.7Litoral de Tabasco 4,096.8 8,581.8 1,310.7 790.2 3.6 172.3 344.6 2,560.9 1,792.0Probables 3,385.8 6,399.0 1,700.0 1,001.1 13.2 186.6 499.2 3,454.6 2,596.3Abkatún-Pol-Chuc 1,135.7 1,004.7 441.8 361.0 5.6 26.2 49.0 422.9 254.8Holok-Temoa 0.0 778.8 140.4 0.0 7.4 18.3 114.7 656.6 596.6Litoral de Tabasco 2,250.1 4,615.4 1,117.8 640.1 0.1 142.1 335.5 2,375.2 1,744.92P 21,731.0 30,331.1 3,776.3 2,256.9 35.4 438.1 1,046.0 7,518.1 5,440.2Abkatún-Pol-Chuc 15,384.1 15,601.7 1,106.8 826.6 17.9 90.1 172.3 1,473.5 896.0Holok-Temoa 0.0 1,532.1 241.0 0.0 13.8 33.6 193.7 1,108.5 1,007.4Litoral de Tabasco 6,346.9 13,197.3 2,428.4 1,430.3 3.7 314.4 680.0 4,936.1 3,536.9Posibles 5,458.2 10,869.0 2,607.4 1,457.6 8.2 312.1 829.5 5,729.9 4,314.2Abkatún-Pol-Chuc 1,187.5 425.2 190.4 171.7 1.4 6.0 11.3 103.7 58.7Holok-Temoa 0.0 1,516.7 196.0 0.0 3.8 10.3 181.8 998.5 945.7Litoral de Tabasco 4,270.7 8,927.1 2,221.1 1,285.9 3.0 295.7 636.4 4,627.7 3,309.8* Líquidos del gas obtenidos en plantas de proceso.** El líquido obtenido supone un poder calorífico equivalente al crudo Maya y una mezcla promedio de gas seco obtenida en Cactus, Cd. Pemex y Nuevo Pemex.Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.114

Pemex Exploración y Producción, Región NorteReservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011Volumen original Reserva de hidrocarburos Reserva de gasGas seco ** Gas natural Gas secoAceite Gas natural Petróleo crudoequivalenteAceite Condensado Líquidos deplanta *mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce mmmpc mmmpcTotales (3P) 166,663.0 146,030.6 18,883.6 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 34,632.0 26,460.5Aceite Terciario del Golfo 137,289.4 63,045.8 17,098.2 11,379.1 0.0 1,754.4 3,964.7 28,294.4 20,620.1Burgos 155.1 21,764.5 853.7 7.1 24.5 66.3 755.8 4,125.7 3,931.0Poza Rica-Altamira 28,494.7 55,336.9 681.0 514.7 0.0 32.6 133.7 980.8 695.5Veracruz 723.7 5,883.4 250.7 15.1 0.6 1.6 233.4 1,231.2 1,213.9Probadas 48,663.2 75,601.1 1,435.8 658.4 11.1 89.8 676.4 3,941.0 3,518.1Aceite Terciario del Golfo 20,210.1 9,176.3 592.2 441.7 0.0 45.9 104.5 731.9 543.7Burgos 153.0 17,570.2 403.8 5.4 10.9 28.3 359.3 1,966.6 1,868.7Poza Rica-Altamira 27,576.4 43,078.9 268.6 204.4 0.0 15.0 49.2 383.0 256.0Veracruz 723.7 5,775.8 171.2 6.9 0.3 0.7 163.4 859.4 849.7Probables 66,549.6 36,131.6 9,060.2 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 14,972.1 11,240.9Aceite Terciario del Golfo 66,385.3 33,325.7 8,571.9 5,813.9 0.0 843.8 1,914.2 13,546.0 9,955.5Burgos 1.1 2,087.4 201.3 1.3 5.9 16.9 177.2 965.0 921.7Poza Rica-Altamira 163.1 718.4 252.5 201.8 0.0 11.9 38.8 296.8 201.6Veracruz 0.0 0.0 34.6 3.2 0.1 0.1 31.2 164.3 162.12P 115,212.8 111,732.7 10,496.0 6,678.6 17.1 962.6 2,837.8 18,913.1 14,759.0Aceite Terciario del Golfo 86,595.4 42,502.0 9,164.1 6,255.6 0.0 889.7 2,018.7 14,278.0 10,499.2Burgos 154.1 19,657.6 605.2 6.7 16.8 45.2 536.5 2,931.7 2,790.5Poza Rica-Altamira 27,739.6 43,797.3 521.1 406.2 0.0 26.9 88.0 679.9 457.5Veracruz 723.7 5,775.8 205.7 10.0 0.3 0.8 194.5 1,023.6 1,011.8Posibles 51,450.2 34,297.9 8,387.6 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 15,718.9 11,701.5Aceite Terciario del Golfo 50,694.0 20,543.8 7,934.1 5,123.4 0.0 864.7 1,946.0 14,016.4 10,120.8Burgos 1.0 2,106.9 248.5 0.4 7.7 21.1 219.3 1,194.0 1,140.5Poza Rica-Altamira 755.1 11,539.6 160.0 108.5 0.0 5.7 45.7 300.9 237.9Veracruz 0.0 107.6 45.0 5.0 0.3 0.8 38.9 207.6 202.2* Líquidos del gas obtenidos en plantas de proceso.** El líquido obtenido supone un poder calorífico equivalente al crudo Maya y una mezcla promedio de gas seco obtenida en Cactus, Cd. Pemex y Nuevo Pemex.Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.115

Pemex Exploración y Producción, Región SurReservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011Volumen original Reserva de hidrocarburos Reserva de gasGas seco ** Gas natural Gas secoAceite Gas natural Petróleo crudoequivalenteAceite Condensado Líquidos deplanta *mmb mmmpc mmbpce mmb mmb mmb mmbpce mmmpc mmmpcTotales (3P) 39,108.4 73,737.4 5,724.9 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 8,637.8 6,024.1Bellota-Jujo 12,963.7 17,857.8 1,849.4 1,318.8 47.2 190.2 293.2 2,336.6 1,525.0Cinco Presidentes 7,107.7 6,628.0 418.0 338.7 0.0 31.1 48.2 475.0 250.9Macuspana 405.1 9,150.6 318.7 76.8 0.4 71.6 169.8 1,113.0 883.3Muspac 5,847.8 20,452.4 525.9 240.9 8.1 105.5 171.4 1,247.0 891.6Samaria-Luna 12,784.1 19,648.6 2,613.0 1,783.9 43.4 310.0 475.6 3,466.2 2,473.4Probadas 34,962.3 68,031.6 4,000.5 2,564.6 79.5 521.1 835.4 6,228.6 4,344.9Bellota-Jujo 11,208.3 15,962.9 1,315.7 909.2 38.4 145.3 222.8 1,788.9 1,158.6Cinco Presidentes 6,840.6 6,328.2 263.3 205.4 0.0 22.7 35.2 293.8 183.2Macuspana 265.9 8,148.8 163.0 42.8 0.3 33.1 86.8 558.5 451.2Muspac 5,433.1 19,208.1 302.8 124.5 5.2 68.4 104.7 771.5 544.7Samaria-Luna 11,214.5 18,383.6 1,955.7 1,282.7 35.5 251.6 385.9 2,815.8 2,007.2Probables 2,786.6 3,962.5 1,168.2 787.6 16.7 134.3 229.6 1,653.6 1,194.0Bellota-Jujo 1,631.0 1,747.8 445.4 340.6 7.2 38.5 59.1 447.6 307.1Cinco Presidentes 168.6 176.2 56.9 47.0 0.0 3.9 6.0 50.3 31.3Macuspana 107.1 695.8 98.6 19.3 0.1 23.5 55.6 364.3 289.4Muspac 261.7 927.5 111.5 52.5 1.6 21.1 36.3 263.2 188.6Samaria-Luna 618.2 415.2 455.8 328.0 7.8 47.3 72.6 528.3 377.62P 37,748.9 71,994.1 5,168.8 3,352.1 96.2 655.4 1,065.0 7,882.2 5,538.9Bellota-Jujo 12,839.2 17,710.7 1,761.1 1,249.8 45.7 183.9 281.8 2,236.5 1,465.7Cinco Presidentes 7,009.2 6,504.4 320.3 252.4 0.0 26.6 41.3 344.1 214.6Macuspana 372.9 8,844.7 261.6 62.2 0.4 56.6 142.4 922.8 740.6Muspac 5,694.7 20,135.6 414.2 177.0 6.8 89.4 141.0 1,034.7 733.3Samaria-Luna 11,832.8 18,798.8 2,411.5 1,610.8 43.3 298.9 458.5 3,344.1 2,384.8Posibles 1,359.5 1,743.2 556.2 406.9 2.9 53.1 93.3 755.6 485.2Bellota-Jujo 124.4 147.1 88.2 69.0 1.5 6.4 11.4 100.1 59.2Cinco Presidentes 98.5 123.6 97.7 86.3 0.0 4.5 7.0 130.9 36.3Macuspana 32.2 306.0 57.1 14.7 0.0 15.0 27.4 190.2 142.7Muspac 153.1 316.8 111.7 63.9 1.3 16.1 30.4 212.3 158.3Samaria-Luna 951.3 849.7 201.4 173.2 0.1 11.1 17.0 122.1 88.6* Líquidos del gas obtenidos en plantas de proceso.** El líquido obtenido supone un poder calorífico equivalente al crudo Maya y una mezcla promedio de gas seco obtenida en Cactus, Cd. Pemex y Nuevo Pemex.Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.116