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