1 de enero de 2019 - pemex.com de hidrocarburos evalua… · 5.4.1 Evolución de los volúmenes...
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1 de enero de 2019
1 de enero de 2019
© 2019 Pemex Exploración y Producción Derechos Reservados. Ninguna parte de esta publicación puede reproducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, sea éste electrónico, químico, mecánico, óptico, de grabación o de fotocopia, ya sea para uso personal o lucro, sin la previa autorización por escrito de parte de Pemex Exploración y Producción.
iii
Contenido
Prefacio v
1 Introducción 1
2 Definiciones básicas 3
2.1 Volumen original de hidrocarburos 4
2.2 Recursos petroleros 4
2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 6
2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 6
2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 6
2.2.2 Recursos prospectivos 6
2.2.3 Recursos contingentes 7
2.3 Reservas 7
2.3.1 Reservas probadas 8
2.3.1.1 Reservas desarrolladas 10
2.3.1.2 Reservas no desarrolladas 10
2.3.2 Reservas no probadas 11
2.3.2.1 Reservas probables 11
2.3.2.2 Reservas posibles 12
2.4 Petróleo crudo equivalente 13
3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019 15
3.1 Precio de los hidrocarburos 16
3.2 Petróleo crudo equivalente 18
3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 18
3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 22
3.3 Reservas remanentes totales 25
3.3.1 Reservas remanentes probadas 29
3.3.1.1 Reservas probadas desarrolladas 31
3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 33
3.3.2 Reservas probables 36
3.3.3 Reservas posibles 38
Página
iv
4 Descubrimientos 43
4.1 Resultados obtenidos 44
4.2 Descubrimientos marinos 46
4.3 Descubrimientos terrestres 52
4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos 58
5 Distribución de las reservas de hidrocarburos 61
5.1 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 61
5.1.1 Evolución de los volúmenes originales 62
5.1.2 Evolución de las reservas 64
5.2 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 70
5.2.1 Evolución de los volúmenes originales 70
5.2.2 Evolución de las reservas 71
5.3 Subdirección de Producción Bloques Norte 77
5.3.1 Evolución de los volúmenes originales 78
5.3.2 Evolución de las reservas 80
5.4 Subdirección de Producción Bloques Sur 86
5.4.1 Evolución de los volúmenes originales 87
5.4.2 Evolución de las reservas 89
Abreviaturas 101
Glosario 105
Anexo estadístico 113
Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019 113
Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019
Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 114
Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 115
Subdirección de Producción Bloques Norte 116
Subdirección de Producción Bloques Sur 117
Contenido
Página
v
Prefacio
Como lo ha hecho desde hace más de veinte años, Petróleos Mexicanos (Pemex) y en particular Pe-
mex Exploración y Producción (PEP), hace público y transparente el inventario de reservas de hidro-
carburos de los campos que actualmente opera, tanto los que le fueron asignados a partir de la Ronda
Cero de la Reforma Energética como los que ha descubierto posteriormente. Las reservas de hidro-
carburos representan, como lo es para todas las empresas petroleras, el activo más importante que
sustenta la fortaleza y viabilidad económica actual y futura de Pemex.
En esta publicación se muestran y detallan los resultados de la estimación de reservas obtenidos du-
rante la evaluación del año 2018. Se mencionan los incrementos de reservas de hidrocarburos resul-
tado de la incorporación por la actividad exploratoria, así como los resultados del desarrollo de los
campos en explotación y que sirvieron de base para reclasificar reservas probables y posibles a re-
servas probadas en las asignaciones petroleras otorgadas a Pemex por parte del Estado. Se especifi-
ca la distribución de estas por cada una de las subdirecciones de producción en que se encuentra
divido actualmente PEP a lo largo del país. Asimismo, se explican las principales variaciones y sus
causas con relación al año previo para dar certidumbre y transparencia a los valores que se han re-
gistrado al 1 de enero de 2019.
Es de resaltar que los valores publicados en este libro cumplen con las disposiciones establecidas por
la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y han pasado por un proceso de certificación externo a
través de empresas de reconocimiento internacional, de tal forma que hasta la fecha todos los valores
de reservas estimados por PEP han sido dictaminados favorablemente por este órgano regulador. Esto
fortalece y da mayor certidumbre a los proyectos de inversión actuales y futuros, dando confianza de
que las estimaciones realizadas por Pemex se efectuaron con estricto apego a las definiciones interna-
cionales y sujetas a revisiones exhaustivas.
Es de suma importancia recalcar que esta publicación sólo incluye el total de reservas correspondien-
te a los campos asignados a Pemex. El resto de los campos del país actualmente están bajo el res-
guardo del Estado o administrados por otras empresas operadoras con base en los resultados de los
procesos licitatorios de las diferentes rondas hechas por la CNH.
Dr. Ulises Hernández Romano
Director de Recursos, Reservas y Asociaciones
1
1 1 Introducción
Dada la importancia de Pemex Exploración y Produc-
ción como operador petrolero en la industria petrolera
nacional, debido al porcentaje de reservas de hidro-
carburos que tiene asignadas, se publica la vigésima
primera edición del libro “Evaluación de las reservas
de hidrocarburos, 1 de enero de 2019”.
Como parte del contenido de la publicación, se en-
cuentran los conceptos a partir de los cuales se efec-
túa la estimación y clasificación de las reservas de
hidrocarburos, y su aplicación para los campos asig-
nados a Pemex.
El contenido de la presente edición es similar al de
las publicaciones previas, a fin de que los lectores
que se han familiarizado con la información conteni-
da puedan encontrar la información en los mismos
capítulos que en las versiones anteriores.
En el apartado 2 Definiciones básicas, se pueden
encontrar los principales conceptos que se utilizan
en la estimación y categorización de reservas de hi-
drocarburos en Pemex, que se apegan a lo estable-
cido en los lineamientos emitidos por el regulador
nacional, la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH), que entre otras funciones es la encargada de
dictaminar, consolidar y publicar los valores de reser-
vas de los campos petroleros del país, entre los cua-
les se encuentran los estimados por Petróleos Mexi-
canos. Para efectos de la estimación y clasificación
de los valores de reservas se aplican los lineamien-
tos del Petroleum Resources Management System
(PRMS) emitidos por la Society of Petroleum Engi-
neers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la
American Association of Petroleum Geologists
(AAPG), la Society of Petroleum Evaluation Engi-
neers (SPEE), la Society of Exploration Geophysi-
cists (SEG), la Society of Petrophysicists and Well
Log Analysts (SPWLA) y la European Association of
Geoscientists and Engineers (EAGE). En particular
para la categoría de reservas probadas, se aplican
adicionalmente los criterios de la Securities and Ex-
change Commission (SEC) de Estados Unidos de
América.
En el apartado 3 Estimación de reservas de hidrocar-
buros al 1 de enero de 2019, se hacen los comenta-
rios relativos al comportamiento de los precios de los
hidrocarburos que comercializa Pemex tanto en el
mercado internacional como en los precios interorga-
nismos, además del comportamiento en los balances
de gas, insumo primordial en el cálculo de los facto-
res de equivalencia de gas a petróleo crudo equiva-
lente; lo anterior es empleado en la evaluación de la
reserva remanente de hidrocarburos, la cual finaliza
el capítulo, con la información relacionada a los valo-
res de reservas de hidrocarburos evaluados por Pe-
mex Exploración y Producción de los campos que
tiene asignados y las causas de las variaciones prin-
cipales en las diferentes categorías de reservas para
los diferentes tipos de fluidos.
Referente al apartado 4 Descubrimientos, se totali-
zan los volúmenes de reservas de hidrocarburos que
son resultado de la actividad exploratoria durante el
año 2018, y que fueron dados de alta como descu-
Introducción
2
brimientos, distinguiendo entre marinos y terrestres;
para las principales incorporaciones, se da el detalle
técnico empleado en la evaluación de reservas de
hidrocarburos.
Finalmente, en el apartado 5 Distribución de las re-
servas de hidrocarburos, se explica para cada una
de las subdirecciones de producción el comporta-
miento observado en sus reservas de hidrocarburos,
para la evaluación al 1 de enero de 2019, describien-
do de manera particular las causas que originaron
las variaciones observadas, para el aceite, gas y
petróleo crudo equivalente.
Se hace la aclaración de que la información que se
incluye en esta publicación correspondiente a la eva-
luación de reservas de hidrocarburos, para los cam-
pos asignados a Petróleos Mexicanos por parte del
Estado Mexicano, fue dictaminada favorablemente
por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
en la resolución CNH.E.21.001/2019, para las cate-
gorías de reservas probadas, 2P y 3P.
3
2 2 Definiciones básicas
Petróleos Mexicanos utiliza para la cuantificación y
certificación anual de las reservas remanentes de
hidrocarburos, definiciones y conceptos basados en
los lineamientos establecidos por organizaciones
internacionales, los cuales están referidos también
en la regulación establecida por la Comisión Nacio-
nal de Hidrocarburos. En el caso de las reservas
probadas, las definiciones utilizadas corresponden a
las establecidas por la Securities and Exchange
Commission (SEC), organismo de Estados Unidos
de América que regula los mercados de valores y
financieros de ese país, y para las reservas proba-
bles y posibles se emplean las definiciones del Pe-
troleum Resources Management System (PRMS)
emitidas por la Society of Petroleum Engineers
(SPE), el World Petroleum Council (WPC), la Ameri-
can Association of Petroleum Geologists (AAPG), la
Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE),
la Society of Exploration Geophysicists (SEG), la
Society of Petrophysicists and Well Log Analysts
(SPWLA) y la European Association of Geoscientists
and Engineers (EAGE); organizaciones técnicas en
las cuales Pemex participa.
El establecimiento de procesos para la evaluación y
clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a
las definiciones empleadas internacionalmente, así
como en los procedimientos empleados para su es-
timación, garantiza certidumbre y transparencia en
los volúmenes de reservas reportados. Adicional-
mente, el cumplimiento de la regulación vigente por
parte de Pemex donde se incluye el cuantificar y
certificar sus reservas anualmente por terceros inde-
pendientes en materia de reservas, incrementa la
confianza en las cifras reportadas.
Las reservas poseen un valor económico asociado a
las inversiones, a los costos de operación y manteni-
miento, a los pronósticos de producción y a los pre-
cios de venta de los hidrocarburos. Los precios por
tipo de hidrocarburos a utilizar para la cuantificación
de las reservas serán los correspondientes al prome-
dio aritmético de mercado que resulta de considerar
aquellos vigentes al primer día hábil de cada mes,
considerando los doce meses del año de evaluación,
en tanto que los costos de operación y mantenimien-
to, en sus componentes fijos y variables, son los ero-
gados a nivel campo durante los meses del año de
evaluación. Esta premisa permite capturar la variabili-
dad de estos egresos y es una medición aceptable
de los gastos futuros para la extracción de las reser-
vas bajo las condiciones actuales de explotación.
La explotación de las reservas requiere inversiones
necesarias asociadas al plan de desarrollo para su
extracción: para la perforación y terminación de pozos,
reparaciones mayores, construcción de infraestructura,
sistemas artificiales y métodos de recuperación avan-
zada entre otros elementos. Así, para la estimación de
las reservas se consideran todos estos elementos pa-
ra determinar su valor económico; si son comercial-
mente explotables entonces los volúmenes de hidro-
carburos se constituyen en reservas, en caso contra-
rio, estos volúmenes pueden clasificarse como recur-
sos contingentes. Posteriormente, si se presenta un
cambio en una mayor cantidad de hidrocarburos a ser
Definiciones básicas
4
recuperados, un mayor precio de los hidrocarburos o
una disminución en sus costos de desarrollo o de ope-
ración y mantenimiento, y esto permite que su evalua-
ción económica sea positiva, entonces estos volúme-
nes de recursos podrían incorporarse como reservas.
En este capítulo se presentan la gran mayoría de las
guías y criterios para clasificar las reservas de hidro-
carburos, explicando las definiciones y conceptos
empleados a lo largo de este documento, enfatizando
sus aspectos relevantes y señalando en todos los
casos los elementos dominantes. Además, se anali-
zan las implicaciones de utilizar o no dichas definicio-
nes en la estimación y clasificación de las reservas.
2.1 Volumen original de hidrocarburos
El volumen original de hidrocarburos se define como
la acumulación natural de hidrocarburos que se esti-
ma existe originalmente en un yacimiento, a una fe-
cha dada, antes de iniciar su producción. Este volu-
men se encuentra en equilibrio a la temperatura y
presión prevalecientes en el yacimiento, pudiendo
expresarse tanto a condiciones de yacimiento como
a condiciones de superficie (las cifras publicadas en
el presente documento están referidas a estas condi-
ciones superficiales), la existencia de estas cantida-
des significativas de hidrocarburos debe haberse de-
mostrado mediante actividades de perforación y debe
haber evidencia de ser potencialmente recuperables.
El volumen en cuestión puede estimarse por procedi-
mientos deterministas o probabilistas, los primeros
incluyen principalmente a los métodos volumétricos,
los segundos modelan la incertidumbre de los pará-
metros como área, porosidad, saturación de agua,
espesores netos, entre otros, como funciones de pro-
babilidad que generan, en consecuencia, una función
de probabilidad para el volumen original.
Los métodos volumétricos son los más usados en las
etapas iniciales de caracterización del campo o el ya-
cimiento. Estas técnicas se fundamentan en la esti-
mación de las propiedades petrofísicas del medio po-
roso y de los fluidos en el yacimiento. Las propieda-
des petrofísicas utilizadas principalmente son porosi-
dad, permeabilidad, saturación de fluidos y volumen
de arcilla. Otro elemento fundamental es la geometría
del yacimiento, representada en términos de su área y
espesor neto. Dentro de la información necesaria para
estimar el volumen original destacan los siguientes:
i. Volumen de roca impregnada de hidrocarburos.
ii. Porosidad efectiva y saturación de hidrocarburos
en el medio poroso.
iii. Fluidos del yacimiento identificados, así como sus
propiedades respectivas, con el propósito de esti-
mar el volumen de hidrocarburos a condiciones de
superficie, denominadas también condiciones at-
mosféricas, estándar, o base.
Los volúmenes originales son ratificados a través de
modelos dinámicos; balance de materia y simulación
numérica.
En el anexo estadístico de esta publicación se pre-
sentan los volúmenes originales tanto de aceite cru-
do como de gas natural a nivel subdirección de pro-
ducción y de activo. Las unidades del primero son
millones de barriles y las del segundo, miles de millo-
nes de pies cúbicos, todas ellas referidas a condicio-
nes de superficie.
2.2. Recursos petroleros
Los recursos petroleros, como se indica en la guía
del PRMS, incluye todos los hidrocarburos de origen
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
5
natural sobre y dentro de la corteza terrestre, descu-
biertos o no descubiertos, comercialmente recupera-
bles o no comerciales, y aquellas cantidades ya pro-
ducidas. Además, todo tipo de hidrocarburo que se
considera convencional y no convencional.
Por otro lado, desde el punto de vista de explota-
ción, se le llama recurso únicamente a la parte po-
tencialmente recuperable del volumen original en
sitio, a estas porciones recuperables se les denomi-
na recursos prospectivos, recursos contingentes o
reservas. En particular, el concepto de reservas
constituye una parte de los recursos, es decir, son
acumulaciones conocidas, recuperables y comercial-
mente explotables.
Aunado a lo anterior, se definen dos tipos de recur-
sos petroleros que pueden requerir propuestas dife-
rentes para su evaluación: recursos petroleros con-
vencionales y no-convencionales. De acuerdo con el
PRMS, los recursos petroleros convencionales se
ubican en acumulaciones discretas relacionadas con
un aspecto geológico estructural localizado y/o condi-
ción estratigráfica, típicamente cada acumulación
está limitada por un contacto echado abajo asociado
a un acuífero, y el cual es afectado significativamente
por fuerzas hidrodinámicas identificadas como meca-
nismos de empuje. De esta forma, los hidrocarburos
son recuperados mediante pozos y típicamente re-
quieren de un procesado mínimo previo a su venta.
Los recursos petroleros no-convencionales existen en
acumulaciones diseminadas a través de grandes
áreas y no son afectadas generalmente por influen-
cias hidrodinámicas. Entre los ejemplos de lo anterior
se pueden mencionar el gas del carbón (CBM por sus
siglas en inglés), gas y aceite de lutitas (shale gas/
shale oil), hidratos de metano y arenas bituminosas.
Típicamente, estas acumulaciones requieren de tec-
nología especializada para su explotación, por ejem-
plo, deshidratado del gas del carbón, programas de
fracturamiento hidráulico masivo, etc. Adicionalmen-
Figura 2.1 Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos (no a escala). Adaptado de Petroleum Resources Management System, Society of Petroleum Engineers, 2007.
Definiciones básicas
6
te, los hidrocarburos extraídos pueden requerir de un
procesado importante previo a su comercialización.
En la figura 2.1, se muestra la clasificación de recur-
sos petroleros, e incluye las diferentes categorías de
reservas. Se observa que existen estimaciones ba-
jas, medias y altas, tanto para los recursos como pa-
ra las reservas, clasificándose estas últimas como
probada, probada más probable, y probada más pro-
bable más posible, para cada una de las tres estima-
ciones anteriores, el rango de incertidumbre que se
ilustra a la izquierda de esta figura enfatiza que el
conocimiento que se tiene de los recursos y de las
reservas es imperfecto, por ello, se generan diferen-
tes estimaciones que obedecen a diferentes expecta-
tivas. La producción, que aparece hacia la derecha,
es el único elemento de la figura en donde la incerti-
dumbre no aparece, debido a que ésta es medida,
comercializada y transformada en un ingreso.
2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total
in-situ
De acuerdo con la figura 2.1, el volumen original de
hidrocarburos total in-situ es la cuantificación referida
a condiciones de yacimiento de todas las acumulacio-
nes de hidrocarburos naturales. Este volumen incluye
a las acumulaciones descubiertas, las cuales pueden
ser comerciales o no, recuperables o no, a la produc-
ción obtenida de los campos explotados o en explota-
ción, así como también a los volúmenes estimados
en los yacimientos que podrían ser descubiertos.
Todas las cantidades que conforman el volumen de
hidrocarburos total in-situ pueden ser recursos poten-
cialmente recuperables, ya que la estimación de la
parte que se espera recuperar depende de la incerti-
dumbre asociada, de circunstancias comerciales, de
la tecnología usada y de la disponibilidad de informa-
ción. Por consiguiente, una porción de aquellas canti-
dades clasificadas como no recuperables pueden
transformarse eventualmente en recursos recupera-
bles si, por ejemplo, las condiciones comerciales
cambian, si ocurren nuevos desarrollos tecnológicos,
o si se adquieren datos adicionales que soporten téc-
nicamente la extracción.
2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no
descubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
cierta fecha, se encuentra contenida en acumulacio-
nes que todavía no se descubren pero que han sido
inferidas. Al estimado de la porción potencialmente
recuperable del volumen original de hidrocarburos no
descubierto se le denomina recurso prospectivo.
2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos des-
cubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
fecha dada, está contenida en acumulaciones cono-
cidas y existe evidencia de ser potencialmente movi-
bles, antes de su producción. El volumen original
descubierto puede clasificarse como comercial y no
comercial. Una acumulación es comercial cuando
existe generación de valor económico como conse-
cuencia de la explotación de sus hidrocarburos. En la
figura 2.1 se observa que la parte recuperable del
volumen original de hidrocarburos descubierto, de-
pendiendo de su viabilidad comercial, se le denomina
reserva o recurso contingente.
2.2.2 Recursos prospectivos
Es el volumen de hidrocarburos estimado, a una
cierta fecha, de acumulaciones que todavía no se
descubren pero que han sido inferidas y que se esti-
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
7
man potencialmente recuperables, mediante la apli-
cación de proyectos de desarrollo futuros. La cuanti-
ficación de los recursos prospectivos está basada en
información geológica y geofísica del área en estu-
dio, y en analogías con áreas donde un cierto volu-
men original de hidrocarburos ha sido descubierto, e
incluso, en ocasiones, producido. Los recursos pros-
pectivos tienen tanto una oportunidad de descubri-
miento como de desarrollo, además se subdividen
de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a
las estimaciones de recuperación, suponiendo su
descubrimiento y desarrollo.
2.2.3 Recursos contingentes
Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son
estimadas, a una fecha dada, para ser potencialmen-
te recuperables de acumulaciones conocidas, pero el
proyecto(s) aplicado aún no se considera suficiente-
mente maduro para su desarrollo comercial, debido a
una o más contingencias. Los recursos contingentes
pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cua-
les no existen actualmente mercados viables, o don-
de la recuperación comercial depende de tecnologías
en desarrollo, o donde la evaluación de la acumula-
ción es insuficiente para evaluar claramente su co-
mercialidad. Los recursos contingentes son además
categorizados de acuerdo con el nivel de certidumbre
asociado a las estimaciones y pueden subclasificarse
en base a la madurez del proyecto y caracterizadas
por su estado económico.
2.3 Reservas
Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé
serán recuperadas comercialmente, mediante la apli-
cación de proyectos de desarrollo, de acumulaciones
conocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo
condiciones definidas. Las reservas deben además
satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas,
ser recuperables, comerciales y remanentes (a la
fecha efectiva de evaluación) y basadas en la aplica-
ción de proyectos de desarrollo. Las reservas son
además categorizadas de acuerdo con el nivel de
certidumbre asociado a las estimaciones y pueden
clasificarse con base en la madurez del proyecto y
caracterizadas conforme a su estado de desarrollo y
producción. La certidumbre depende principalmente
de la cantidad y calidad de la información geológica,
geofísica, petrofísica y de ingeniería, así como de la
disponibilidad de esta información al tiempo de la es-
timación e interpretación. El nivel de certidumbre se
usa para clasificar las reservas en una de las clasifi-
caciones principales, probadas o no probadas. En la
figura 2.2 se muestra la clasificación de las reservas.
Las cantidades recuperables estimadas de acumula-
ciones conocidas que no satisfagan los requerimien-
tos de comercialización deben clasificarse como re-
cursos contingentes. El concepto de comercialización
para una acumulación varía de acuerdo con las con-
Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.
Definiciones básicas
8
diciones y circunstancias específicas de cada lugar.
Así, las reservas probadas son acumulaciones de
hidrocarburos cuya rentabilidad ha sido establecida
bajo condiciones económicas a la fecha de evalua-
ción; en tanto las reservas probables y posibles pue-
den estar basadas en condiciones económicas futu-
ras. Sin embargo, las reservas probables de Petró-
leos Mexicanos son rentables bajo condiciones eco-
nómicas actuales y se estiman bajo los términos más
estrictos establecidos por el PRMS.
Los volúmenes descubiertos recuperables pueden
considerarse producibles comercialmente, y por lo
tanto reservas, si el operador que afirma comerciali-
dad ha demostrado una intención firme en proceder
con el desarrollo y dicha intención se basa en: evi-
dencia para soportar un plazo razonable de tiempo
para el desarrollo, una evaluación económica razona-
ble que el proyecto de desarrollo satisface los crite-
rios de inversión y operación, existencia de un mer-
cado para todos las cantidades y productos de pro-
ducción, evidencia de disponibilidad de las instalacio-
nes necesarias para producción y transporte, así co-
mo evidencia que asuntos legales, contractuales,
ambientales y de índole social que permitan la imple-
mentación del proyecto que se evalúa.
2.3.1 Reservas probadas
De acuerdo con la SEC, las reservas probadas son
cantidades estimadas de aceite crudo, gas natural y
líquidos del gas natural, las cuales, mediante datos
de geociencias y de ingeniería, demuestran con certi-
dumbre razonable que serán recuperadas comercial-
mente en años futuros, de yacimientos conocidos
bajo condiciones económicas, métodos de operación
y regulaciones gubernamentales existentes a una
fecha específica. Las reservas probadas se pueden
clasificar en desarrolladas y no desarrolladas.
La determinación de la certidumbre razonable a ser
recuperables comercialmente, a una fecha dada en
adelante, es generada por el sustento de datos geo-
lógicos y de ingeniería. De esta forma, tendrá que
disponerse de datos que justifiquen los parámetros
utilizados en la evaluación de reservas tales como
gastos iniciales y declinaciones, factores de recupe-
ración, límites de yacimiento, mecanismos de recu-
peración y estimaciones volumétricas, relaciones gas
-aceite o rendimientos de líquidos.
Las condiciones económicas y operativas existentes
son los precios, inversiones, costos de operación, mé-
todos de producción, técnicas de recuperación, trans-
porte y arreglos de comercialización. Un cambio anti-
cipado en las condiciones deberá tener una certidum-
bre razonable de ocurrencia; la inversión correspon-
diente y los costos de operación, para que ese cambio
esté incluido en la factibilidad económica en el tiempo
apropiado. Estas condiciones incluyen una estimación
de costos de abandono en que se habrá de incurrir.
La CNH establece en el artículo 12 de los lineamien-
tos que regulan el procedimiento de cuantificación y
certificación de reservas, que los precios por tipo de
hidrocarburo a utilizarse en la evaluación económica
de las reservas probadas deben determinarse me-
diante el promedio aritmético del precio de mercado,
considerando los doce meses durante el año de eva-
luación, de los precios respectivos al primer día de
cada mes. La justificación se basa en que este méto-
do es requerido por consistencia entre todos los pro-
ductores a nivel internacional en sus estimaciones
como una medida estandarizada en los análisis de
rentabilidad de proyectos y poder hacer comparativos
sus valores respectivos.
En general, las reservas son consideradas probadas
si la productividad comercial del yacimiento está apo-
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
9
yada por datos de producción reales o por pruebas
de producción concluyentes. En este contexto, el tér-
mino probado se refiere a las cantidades de hidrocar-
buros recuperables y no a la productividad del pozo o
del yacimiento. En ciertos casos, las reservas proba-
das pueden asignarse de acuerdo con registros de
pozos y análisis de núcleos, los cuales indican que el
yacimiento en estudio está impregnado de hidrocar-
buros, y es análogo a yacimientos productores en la
misma área o con aquellos que han demostrado pro-
ducción comercial en otras áreas. Sin embargo, un
requerimiento importante para clasificar las reservas
como probadas es asegurar que las instalaciones
para su comercialización existan, o que se tenga la
certeza de que serán instaladas bajo un proyecto de
inversión autorizado.
El volumen considerado como probado incluye aquel
delimitado por la perforación y por los contactos de
fluidos y que cuenta con las instalaciones necesarias
para ser producido. Además, se puede incluir porcio-
nes adyacentes no perforadas del yacimiento que
puedan ser razonablemente juzgadas como comer-
cialmente productoras, de acuerdo con la información
de geología e ingeniería disponible. Adicionalmente,
si los contactos de los fluidos se desconocen, el lími-
te de la reserva probada la puede controlar tanto la
ocurrencia de hidrocarburos conocida más profunda
o la estimación obtenida a partir de información apo-
yada en tecnología confiable, la cual permita definir
un límite más profundo con certidumbre razonable.
Se permite el uso de tecnología confiable para esta-
blecer con certidumbre razonable los límites más so-
meros y profundos de aceite para la estimación de
reservas en el yacimiento.
Es importante señalar, que las reservas a producirse
mediante la aplicación de métodos de recuperación
secundaria y/o mejorada se incluyen en la categoría
de probadas únicamente cuando la infraestructura
requerida para el proceso esté instalada y se tiene un
resultado exitoso a partir de una prueba piloto repre-
sentativa, o cuando exista respuesta favorable de un
proceso de recuperación funcionando en el mismo
yacimiento o en un análogo en cuanto a edad, am-
biente de depósito, propiedades del sistema roca-
fluidos y mecanismos de empuje. O bien, cuando
tales métodos hayan sido efectivamente probados en
el área y en la misma formación, proporcionando evi-
dencia documental al estudio de viabilidad técnica en
el cual se basa el proyecto.
Las reservas probadas son las que aportan la pro-
ducción y tienen mayor certidumbre que las proba-
bles y posibles, es decir presentan un alto grado de
certidumbre. El término “alto grado de certidumbre”
se considera cuando las cantidades de hidrocarburos
son más factibles de ser recuperadas que de no ser-
lo. La interpretación de un alto grado de certidumbre
se interpreta en términos de probabilidades de que al
menos existe 90 por ciento de nivel de confianza
cuando se emplean métodos probabilistas; desde el
punto de vista financiero, son las que sustentan los
proyectos de inversión, y por ello la importancia de
adoptar definiciones emitidas por la SEC.
Para ambientes sedimentarios de clásticos, es decir,
depósitos arenosos, la aplicación de estas definicio-
nes considera como prueba de la continuidad de la
columna de aceite, no sólo la integración de informa-
ción geológica, petrofísica, geofísica y de ingeniería
de yacimientos, entre otros elementos, sino la medi-
ción de presión entre pozo y pozo que es absoluta-
mente determinante. Estas definiciones reconocen
que, en presencia de fallamiento en el yacimiento,
cada bloque debe ser evaluado independientemente,
considerando la información disponible, de tal forma
que para declarar a uno de estos bloques como pro-
Definiciones básicas
10
bado, necesariamente debe existir un pozo con una
prueba de producción estabilizada, y cuyo flujo de
hidrocarburos sea comercial de acuerdo con las con-
diciones de desarrollo, de operación, de precio y de
instalaciones al momento de la evaluación. Sin em-
bargo, para el caso de menor fallamiento, las defini-
ciones de la SEC establecen que la demostración
concluyente de la continuidad de la columna de hi-
drocarburos solamente puede ser alcanzada a tra-
vés de las mediciones de presión mencionadas. En
ausencia de estas mediciones o pruebas, la reserva
que puede ser clasificada como probada es aquella
asociada a los pozos productores a la fecha de eva-
luación más la producción asociada a pozos por per-
forar en la vecindad inmediata. Adicionalmente, a
partir del año 2010 la SEC puede reconocer la exis-
tencia de reservas probadas más allá de las localiza-
ciones de desarrollo ubicadas en la vecindad inme-
diata, siempre que dichos volúmenes se puedan es-
tablecer con certeza razonable sustentada por tec-
nología confiable.
2.3.1.1 Reservas desarrolladas
Las reservas desarrolladas pueden subdividirse en
desarrolladas produciendo y en desarrolladas no
produciendo, estas reservas se esperan sean recu-
peradas de pozos existentes incluyendo las reser-
vas detrás de la tubería, que pueden ser extraídas
con la infraestructura actual mediante actividades
adicionales con costos moderados de inversión. En
el caso de las reservas asociadas a procesos de
recuperación secundaria y/o mejorada, serán consi-
deradas desarrolladas únicamente cuando la infra-
estructura requerida para el proceso esté instalada
o cuando los costos requeridos para ello sean consi-
derablemente bajos y la respuesta de producción
haya sido la prevista en la planeación del proyecto
correspondiente.
Las reservas desarrolladas no produciendo incluyen
reservas de pozos cerrados o detrás de tubería. Se
espera recuperar las reservas de:
i. Intervalos de terminación que están abiertos en el
momento de la estimación pero que todavía no
han comenzado a producir.
ii. Pozos que fueron cerrados por las condiciones
del mercado o conexiones de los ductos, o
iii. Pozos que no son capaces de producir por razo-
nes mecánicas.
Las reservas detrás de tubería también son aquellas
que se esperan recuperar de las zonas en pozos
existentes que requerirán trabajo adicional o termina-
ción futura antes de comenzar la producción. En to-
dos los casos, la producción puede ser restaurada
con una inversión relativamente baja comparado con
la inversión de perforar un nuevo pozo.
2.3.1.2 Reservas no desarrolladas
Son reservas que se espera serán recuperadas a
través de pozos nuevos en áreas no perforadas,
de profundizar pozos existentes a un diferente ya-
cimiento (pero conocido), de pozos de relleno
(infill) que incrementarán la recuperación, o donde
se requiere una inversión relativamente grande
para terminar los pozos existentes y/o construir las
instalaciones para iniciar la producción y transpor-
te. Lo anterior aplica tanto en procesos de explota-
ción primaria como de recuperación secundaria y
mejorada. En el caso de inyección de fluidos al
yacimiento, u otra técnica de recuperación mejora-
da, las reservas asociadas se considerarán proba-
das no desarrolladas, cuando tales técnicas hayan
sido efectivamente probadas en el área y en la
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
11
misma formación. Asimismo, debe existir un com-
promiso para desarrollar el campo de acuerdo con
un plan de explotación y a un presupuesto aproba-
do. Una demora excesivamente larga en el progra-
ma de desarrollo puede originar dudas acerca de
la explotación de tales reservas, y conducir a la
exclusión de tales volúmenes de la categoría de
reserva probada.
Como puede notarse, el interés por producir tales
volúmenes de reservas es un requisito para llamar-
las reservas probadas no desarrolladas, actualmen-
te la SEC define un período de tiempo máximo de
cinco años para iniciar la explotación de dichas re-
servas. Si reiteradamente esta condición no es sa-
tisfecha, es preciso reclasificar estas reservas a una
categoría que no considera su desarrollo en un pe-
riodo inmediato, como por ejemplo reservas proba-
bles. Así, la certidumbre razonable sobre la ocurren-
cia de los volúmenes de hidrocarburos en el sub-
suelo debe ir acompañada de la certidumbre de
desarrollarlos en tiempos razonables. Si este ele-
mento no es satisfecho, la reclasificación de reser-
vas tiene lugar no por una incertidumbre sobre el
volumen de hidrocarburos, sino por la incertidumbre
de su desarrollo.
2.3.2 Reservas no probadas
Estas reservas están basadas en los datos de
geociencias y/o ingenierías similares a los usados
en las estimaciones de las reservas probadas, pero
lo técnico u otras incertidumbres impiden que di-
chas reservas sean clasificadas como probadas.
Las reservas no probadas pueden ser categoriza-
das adicionalmente como reservas probables y re-
servas posibles. Estos volúmenes de hidrocarburos
son evaluados a condiciones atmosféricas con ca-
racterísticas y parámetros extrapolados del yaci-
miento más allá de los límites de certidumbre razo-
nable, o suponiendo pronósticos de aceite y gas
con escenarios tanto técnicos como económicos
que no son los que prevalecen al momento de la
evaluación. En situaciones donde no se considere
el desarrollo inmediato de los volúmenes de hidro-
carburos descubiertos, y que son comercialmente
producibles, pueden ser clasificados como reservas
no probadas.
2.3.2.1 Reservas probables
Son los volúmenes de reservas no probadas que en
base a los análisis de la información geológica y de
ingeniería del yacimiento sugiere que son factibles de
ser comercialmente recuperables.
Las reservas probables incluyen aquellas reservas
más allá del volumen probado, donde el conocimien-
to del horizonte productor es insuficiente para clasifi-
car estas reservas como probadas. También se inclu-
yen en esta clasificación aquellas reservas ubicadas
en formaciones que parecen ser productoras y que
son inferidas a través de registros geofísicos, pero
que carecen de datos de núcleos o pruebas definiti-
vas, además de no ser análogas a formaciones pro-
badas en otros yacimientos.
Las reservas probables pueden asignarse a áreas de
un yacimiento adyacente a la reserva probada en las
que el control de datos o interpretaciones de los da-
tos disponibles son menos certeros. La continuidad
del yacimiento interpretado puede no reunir los crite-
rios de certeza razonable.
En cuanto a los procesos de recuperación secun-
daria y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos
procesos son probables cuando un proyecto o
prueba piloto ha sido planeado, pero aún no ha
Definiciones básicas
12
sido implementado, y cuando las características
del yacimiento son favorables para una aplicación
comercial.
La suma de las reservas probadas más las reservas
probables, da como resultado las reservas 2P. Si se
emplean métodos probabilistas para su evaluación,
existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento
de que las cantidades a recuperar sean iguales o
excedan dicha estimación 2P.
Las siguientes condiciones conducen a clasificar las
reservas como probables:
i. Reservas localizadas en áreas donde la forma-
ción productora aparece separada por fallas
geológicas, y la interpretación correspondiente
indica que este volumen se encuentra en una
posición estructural más alta que la del área
probada.
ii. Reservas atribuibles a futuras intervenciones, esti-
mulaciones, cambio de equipo u otros procedi-
mientos mecánicos; cuando tales medidas no han
sido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben
un comportamiento similar, y que han sido termi-
nados en yacimientos análogos.
iii. Reservas incrementales en formaciones producto-
ras, donde una reinterpretación del comporta-
miento o de los datos volumétricos, indica que
existen reservas adicionales a las clasificadas
como probadas.
iv. Reservas adicionales asociadas a pozos interme-
dios, y que pudieran haber sido clasificadas como
probadas si se hubiera autorizado un desarrollo
con un espaciamiento menor, al momento de la
evaluación.
2.3.2.2 Reservas posibles
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya infor-
mación geológica y de ingeniería sugiere que es me-
nos factible su recuperación comercial que las reser-
vas probables. De esta forma, cuando son utilizados
métodos probabilistas, la suma de las reservas pro-
badas más probables más posibles tendrá al menos
una probabilidad de 10 por ciento de que las cantida-
des realmente recuperadas sean iguales o mayores.
En general, las reservas posibles pueden incluir los
siguientes casos:
i. Reservas basadas en interpretaciones geológicas
y que pueden existir en áreas adyacentes a las
áreas clasificadas como probables dentro del mis-
mo yacimiento.
ii. Reservas ubicadas en formaciones que parecen
estar impregnadas de hidrocarburos, con base al
análisis de núcleos y registros de pozos.
iii. Reservas adicionales por perforación intermedia,
la cual está sujeta a incertidumbre técnica.
iv. Reservas incrementales atribuidas a esquemas
de recuperación secundaria o mejorada cuando
un proyecto o prueba piloto está planeado, pero
no se encuentra en operación o aún no se autori-
za su ejecución, y las características de la roca y
fluido del yacimiento son tales que existe duda de
que el proyecto se ejecute.
v. Reservas en un área de la formación productora
que parece estar separada del área probada por
fallas geológicas, y donde la interpretación indica
que la zona de estudio se encuentra estructural-
mente más baja que el área probada o probable.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
13
2.4 Petróleo crudo equivalente
El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada
a nivel internacional para reportar el inventario total
de hidrocarburos. Su valor resulta de sumar los volú-
menes de aceite crudo, de condensados, de los líqui-
dos en planta y del gas seco equivalente a líquido.
Este último corresponde, en términos de poder calo-
rífico, a un cierto volumen de aceite crudo. El gas
seco considerado en este procedimiento es una
mezcla promedio del gas seco producido en los com-
plejos procesadores de gas (Cactus, Ciudad Pemex
y Nuevo Pemex), en tanto el aceite crudo considera-
do equivalente a este gas corresponde al tipo Maya.
Su evaluación requiere de la información actualizada
de los procesos a que está sometida la producción
del gas natural, desde su separación y medición,
hasta su salida de las plantas petroquímicas. La figu-
ra 2.3 ilustra los elementos para el cálculo del petró-
leo crudo equivalente.
El aceite crudo no sufre ninguna conversión para lle-
gar a petróleo crudo equivalente. En tanto, el volu-
men del gas natural producido se reduce por el auto-
consumo y el envío de gas a la atmósfera. Dicha re-
ducción se refiere como encogimiento del fluido y se
denomina eficiencia en el manejo, o simplemente
como “feem”. El transporte del gas continúa y se pre-
senta otra alteración en su volumen al pasar por es-
taciones de compresión, en donde los condensados
son extraídos del gas; a esta alteración en el volu-
men por el efecto del transporte se le denomina “felt”.
De esta forma, el condensado se contabiliza directa-
mente como petróleo crudo equivalente.
El proceso del gas continúa dentro de las plantas
petroquímicas en donde es sometido a diversos tra-
tamientos, los cuales eliminan los compuestos no
hidrocarburos y se extraen licuables o líquidos de
planta. Esta nueva reducción en el volumen del gas
es conceptualizada a través del encogimiento por
impurezas, o “fei”, y por el encogimiento de licuables
en planta, “felp”. Debido a su naturaleza, los líquidos
de planta son agregados como petróleo crudo equi-
valente, en tanto el gas seco obtenido a la salida de
las plantas, se convierte a líquido con una equivalen-
Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.
Definiciones básicas
14
cia de 5.201 millares de pies cúbicos de gas seco
por barril de petróleo crudo. Este valor es el resulta-
do de considerar equivalentes caloríficos de 5.591
millones de BTU por barril de aceite crudo y 1,075
BTU por pie cúbico de gas seco dulce. Por tanto, el
factor mencionado es de 192.27 barriles por millón
de pies cúbicos, o su inverso dado por el valor men-
cionado en principio.
15
3 3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2019
Estimar el valor del volumen de hidrocarburos recu-
perable al primero de enero de cada año, de condi-
ciones de yacimiento a condiciones superficiales,
desglosado en aceite, gas, condensados y líquidos
de planta, desde el nivel pozo hasta el nivel campo, y
además clasificar este volumen remanente en distin-
tas categorías de riesgo, tanto geológicas como eco-
nómicas; es un proceso complejo, donde se requiere
además de datos confiables, del conocimiento y ex-
periencia de especialistas en geología, geofísica,
petrofísica e ingeniería petrolera, con habilidades
técnicas y económicas, que le dan certeza a la esti-
mación de reservas. Los valores de reservas son
requeridos por inversionistas, reguladores, gobier-
nos, universidades, despachos contables especiali-
zados y consumidores, todos requieren una estima-
ción confiable de las reservas de hidrocarburos a una
fecha de evaluación, para determinar las perspecti-
vas de abastecimiento de energía del país que las
posee, así como para la evaluación consistente de
una medida del valor de las operadoras petroleras y
sobre todo, la estimación permitirá conocer de acuer-
do con las premisas económicas vigentes, de la pro-
ducción del periodo y de los resultados de la explora-
ción y delimitación de campos nuevos y en desarro-
llo, así como del comportamiento de los campos exis-
tentes, el incremento o decremento de las reservas,
su restitución, su reclasificación y su agotamiento.
La evaluación y clasificación de las reservas de hi-
drocarburos que realiza Petróleos Mexicanos, requie-
re de una metodología y de un conjunto de normas o
guías con definiciones comunes, para tal efecto se
aplican los lineamientos del Petroleum Resources
Management System (PRMS) que fundamenta la
existencia de reservas si y sólo si su comercialidad
va asociada a la existencia y documentación técnica
de un proyecto; y que son emitidos por la Society of
Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum
Council (WPC), la American Association of Petroleum
Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evalua-
tion Engineers (SPEE), la Society of Exploration Geo-
physicists (SEG), la Society of Petrophysicists and
Well Log Analysts (SPWLA) y la European Associa-
tion of Geoscientists and Engineers (EAGE). Adicio-
nalmente, para la categoría de reservas probadas se
aplican los criterios de la Securities and Exchange
Commission (SEC) de Estados Unidos de América.
Las normas y guías han sido adoptadas por los regu-
ladores de la industria petrolera en diferentes partes
del mundo. En México, la Comisión Nacional de Hi-
drocarburos fundamenta sus lineamientos en el
PRMS para regular el procedimiento de cuantifica-
ción y certificación de reservas de la Nación, publica-
do el 20 de diciembre de 2017 en el Diario Oficial de
la Federación.
Con la finalidad de obtener una recuperación máxi-
ma de hidrocarburos de forma rentable, cada año se
cuenta con un programa de actividades físicas a eje-
cutarse en los campos petroleros asignados a Pe-
mex, consistente en operaciones de: perforación y
terminación de pozos de desarrollo, reparación de
pozos, implementación de sistemas artificiales de
producción, aplicación de procesos de recuperación
Estimación al 1 de enero de 2019
16
secundaria y mejorada; y optimización de las instala-
ciones superficiales, entre otras más que permitan
reclasificar reservas de una categoría de mayor ries-
go a una de menor riesgo, incluso por mejor compor-
tamiento de la presión-producción. Asimismo, se
perforan y terminan pozos de nuevos descubrimien-
tos y delimitadores con el objetivo de incorporar nue-
vos campos petroleros, actualizar los volúmenes
originales y restituir la producción extraída en el pe-
riodo de evaluación.
Los pronósticos de producción resultantes de esta
combinación de actividades físicas consolidan los
volúmenes técnicos en una categoría de reserva es-
pecífica. Las estrategias de exploración y explota-
ción, así como los proyectos de desarrollo documen-
tados como proyectos de extracción, están asociadas
a inversiones estratégicas y operacionales, costos de
operación y mantenimiento, costos fijos y variables,
factores de encogimiento y rendimiento del gas, de la
magnitud de la riqueza de condensados, así como a
los precios de venta de los hidrocarburos. Los resul-
tados de las actividades de exploración y explota-
ción, clasificadas como delimitación, desarrollo, des-
cubrimientos y revisiones, en conjunto generan la
variación de las reservas de hidrocarburos que PEP
actualiza anualmente en sus diferentes categorías.
Los precios del petróleo crudo en el mercado interna-
cional son determinados por factores políticos, eco-
nómicos, climatológicos, de políticas energéticas,
regulaciones, oferta-demanda y competencia. En
este capítulo se describen las trayectorias de los pre-
cios de la mezcla mexicana de aceite crudo y del gas
húmedo amargo en el trienio 2016-2018, que han
servido para la evaluación económica de las reservas
de hidrocarburos. Durante el 2018 los precios de la
mezcla mexicana y del gas húmedo amargo presen-
taron una tendencia al alza.
También se explica en este capítulo el comporta-
miento de la fase gas en instalaciones de manejo y
transporte de Pemex Exploración y Producción, así
como el comportamiento de esta fase en los comple-
jos procesadores de la empresa. Cada una de las
mermas del volumen del gas en toda la trayectoria
pozo-centro de procesamiento sumarán el encogi-
miento total del gas, el encogimiento dependerá de la
capacidad del manejo y operación de las instalacio-
nes y de la eficiencia en el transporte del gas y de la
recuperación de sus líquidos, que será entregado en
plantas, obteniendo los factores que componen al
petróleo crudo equivalente, y por consiguiente el im-
pacto en los valores de reservas remanentes reporta-
das en esta unidad de medida.
De igual modo, se presentan a nivel subdirección, la
variación de las reservas de hidrocarburos en cada
una de sus clasificaciones ocurridas durante el año
2018, mostrando además su distribución y evolución
histórica durante el último cuadrienio. Posteriormen-
te, se hace una distinción de acuerdo a la calidad del
aceite y origen del gas natural para una mejor com-
prensión de las reservas que componen los campos
petroleros. Por último, las reservas de gas natural se
desglosan de acuerdo al tipo de fluido producido en
gas seco, gas húmedo o gas y condensado.
3.1 Precio de los hidrocarburos
Los ingresos estimados en las estrategias de explo-
tación que se documentan en los proyectos de inver-
sión son un elemento importante en la estimación de
la rentabilidad y valor de las reservas de hidrocarbu-
ros. Estos ingresos son resultados de los precios de
venta de los hidrocarburos que, junto con las inver-
siones asociadas a las actividades de desarrollo y a
los costos de operación y mantenimiento, determinan
el flujo de efectivo antes de impuestos, y como con-
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
17
secuencia el límite económico de las diferentes pro-
puestas de explotación en cada categoría de reserva.
Los precios de la mezcla mexicana y del gas húmedo
amargo, actúan como valores de frontera que no se
deben rebasar en la determinación de la comerciali-
dad de los volúmenes recuperables en explotación y
de los recién descubiertos, es decir se usan precios
constantes en la estimación de reservas.
Una de las premisas principales para convertir un
volumen de producción futura de hidrocarburos a
flujo de efectivo son los precios, por lo que resulta
necesario analizar el comportamiento histórico de
los precios oficiales que serán la base de la evalua-
ción económica de las reservas de hidrocarburos al
año de descuento. En la figura 3.1 se observa cómo
ha sido la dinámica de los precios en el trienio 2016-
2018. Iniciando el 2016 el precio de la mezcla mexi-
cana cayó hasta lo que hoy se considera su fondo,
pues el precio se ubicó en enero de 2016 en 24 dó-
lares por barril. Con una débil recuperación de su
valor, el precio de la mezcla mexicana retomó una
tendencia hacia un valor bajo, pero estable, llegan-
do a término del mes de junio de 2016 a los 40 dóla-
res por barril. Esta magnitud, ha sido el valor de ten-
dencia, bajando y subiendo en proporciones míni-
mas, cerrando en diciembre de 2016 en los 43 dóla-
res por barril.
Desde enero hasta diciembre de 2017 el comporta-
miento del precio de la mezcla mexicana se caracte-
riza por dos etapas, la de estabilidad de enero a
agosto en un promedio de 44 dólares por barril y la
de recuperación paulatina de septiembre a diciembre
de 2017, pues en estos 4 meses el precio de la mez-
cla pasó de 48 a 54 dólares por barril.
En enero de 2018, el precio de la mezcla mexicana
se cotizó en 58 dólares por barril, en una tendencia al
alza se mantuvo hasta el mes de octubre de 2018,
mientras tanto el comportamiento de la mezcla mexi-
cana durante los dos últimos meses del año se ca-
Figura 3.1 Evolución de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo y del gas húmedo amargo.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
1
2
3
4
5
6
7
Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
2016 2017 2018
Gas húmedo amargo
dólares por miles de pies cúbicos
Aceite crudo
dólares por barril
Estimación al 1 de enero de 2019
18
racteriza por una tendencia a la baja, cerrando en el
mes de diciembre en 50 dólares por barril.
A partir de julio de 2016 se denota un periodo de es-
tabilidad del precio del gas, que termina en el mes de
enero de 2017, promediando durante estos siete me-
ses 3.2 dólares por millar de pie cúbico. De febrero a
diciembre de 2017, se aprecia una recuperación y
estabilidad del precio del gas en un valor promedio
de 4.0 dólares por millar de pie cúbico. Durante el
primer semestre de 2018, se presentaron oscilacio-
nes en el precio del gas húmedo amargo, mantenién-
dose en un rango de 4.4 a 4.3 dólares por millar de
pie cúbico. El segundo semestre de 2018 la tenden-
cia del precio del gas fue al alza, pasando de 4.2 a
6.12 dólares por millar de pie cúbico en el mes de
diciembre de 2018.
3.2 Petróleo crudo equivalente
Hablar de reservas de hidrocarburos, es necesario
hacerlo en una unidad internacional que represente
el inventario de hidrocarburos totales; esta unidad se
llama petróleo crudo equivalente, que en su fórmula
desarrollada incluye al aceite crudo, los condensa-
dos, los líquidos de planta y el gas seco equivalente
a líquido. En su fórmula simplificada, esta unidad es
igual al aceite crudo más el producto del gas natural
por su factor de equivalencia a líquido. El gas seco
equivalente a líquido se obtiene al relacionar el con-
tenido calorífico del gas seco, en nuestro caso el gas
residual promedio de los complejos procesadores de
gas Ciudad Pemex, Cactus y Nuevo Pemex, con el
contenido calorífico del aceite crudo tipo Maya; el
resultado es una equivalencia que normalmente se
expresa en millares de pies cúbicos de gas seco por
barriles de aceite. Sin embargo, el valor no es una
constante, ya que es directamente proporcional a la
composición de la mezcla, y entonces dependerá si
el gas es rico o no en contenido de hidrocarburos
licuables, qué tan seco o qué tan húmedo, o qué tan
amargo, y además se calcula para cada yacimiento.
La estimación del petróleo crudo equivalente consi-
dera los encogimientos y rendimientos del gas natu-
ral que se presentan durante su manejo y distribu-
ción, desde el pozo en los campos donde se produce
hasta los complejos procesadores de gas donde es
sometido a diferentes procesos industriales. Por esto,
cualquier modificación en los sistemas de recolección
y transporte que afecte la eficiencia del manejo y dis-
tribución del gas en la trayectoria pozo-complejo pro-
cesador de gas, incidirá de manera directa en el valor
final del volumen de petróleo crudo equivalente. Una
libranza o un paro por tormenta o emergencia son
ejemplos de situaciones reales que afectan directa-
mente el valor final del petróleo crudo equivalente.
3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de
manejo y transporte de PEP
Los procesos industriales a los que se someten los
volúmenes de gas natural durante su transporte des-
de las baterías de separación, si es gas asociado, o
desde el pozo, si es gas no asociado, hasta los com-
plejos procesadores de gas cuando se trata de gas
húmedo y/o si contiene impurezas, tales como azu-
fre, nitrógeno y dióxido de carbono, generan subpro-
ductos de naturaleza líquida quedando como entre-
gable, en la parte final del proceso, el gas seco. El
gas seco dulce se distribuye directamente para su
comercialización y los líquidos de planta se envían a
las fraccionadoras para la obtención de etano, gas
licuado y nafta.
En algunas instalaciones, una fracción del gas de los
pozos se utiliza como combustible para la compre-
sión del mismo gas producido, en otras instalaciones,
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
19
una fracción del gas es utilizado para reinyectarlo al
yacimiento o para utilizarlo en sistemas artificiales de
producción como el bombeo neumático. A esta frac-
ción del gas se le denomina autoconsumo. En otra
circunstancia, puede ocurrir también que no existan
instalaciones superficiales o éstas sean insuficientes
para el manejo y transporte del gas asociado o bien
en campos con producción marginal o intermitente de
aceite, debido a los bajos volúmenes de hidrocarbu-
ros producidos consecuentemente y por seguridad de
las instalaciones el gas producido o parte del mismo
se podría enviar a la atmósfera, reduciéndose enton-
ces el volumen del gas que se envía a los complejos
procesadores, o directamente a comercialización.
El gas enviado a los complejos procesadores experi-
menta cambios de temperatura, presión y volumen
en su trayecto a los mismos, dando origen a la con-
densación de líquidos dentro de los ductos y disminu-
yendo por ende su volumen final, la riqueza de con-
densados dependerá de la composición de la mezcla
en todo el circuito. El gas resultante de esta tercera
reducción potencial, después del autoconsumo y el
envío a la atmósfera, es el que efectivamente se en-
trega en las plantas. Además, los líquidos obtenidos
del gas natural durante su transporte, conocidos co-
mo condensados de línea, se entregan también en
los complejos procesadores de gas. Los condensa-
dos que se producen en las plantas de procesamien-
to de gas natural, se suelen transportar mediante
poliductos hacia las plantas de fraccionamiento.
Todos los gases naturales siempre tienen alguna
cantidad de líquidos, a veces se les puede recuperar
económicamente, en otras ocasiones esto no es po-
sible. Algunas veces los líquidos deben ser retirados
del gas para cumplir una especificación de transporte
(el poder calorífico, por ejemplo). Asimismo, el gas
debe ser limpiado (procesado) para retirarle impure-
zas, cuando es azufre lo que se le retira, se le cono-
ce como endulzamiento.
Estas reducciones en el manejo y transporte de gas
a los complejos procesadores se expresan cuantitati-
vamente mediante una terna de factores:
i. Factor de encogimiento por eficiencia en el mane-
jo (feem), el cual considera el envío de gas a la
atmósfera y el autoconsumo e inyección del gas al
yacimiento.
ii. Factor de encogimiento por licuables en el trans-
porte (felt), que representa la disminución del vo-
lumen de gas por su condensación en los ductos
al enviarlo a plantas.
iii. Factor de recuperación de condensados (frc), que
relaciona los líquidos obtenidos en el transporte
con el gas enviado a planta.
Los factores de encogimiento del gas natural y recu-
peración de condensados, se calculan mensualmen-
te utilizando la información a nivel campo de las sub-
direcciones de producción: Bloques Aguas Someras
AS01, Bloques Aguas Someras AS02, Bloques Norte
y Bloques Sur. Se considera también la regionaliza-
ción de la producción de gas y condensado que se
envía a más de un complejo procesador de gas.
En la Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS01, la evolución del factor de encogi-
miento por eficiencia en el manejo (feem), que es el
indicador del aprovechamiento del gas natural, mues-
tra que en el periodo 2016 este factor se comportó de
manera fluctuante de bajos y altos, siendo el valor
más bajo de 0.26 en febrero y el valor más alto de
0.32 en mayo, teniendo una media en este periodo
de 0.29 explicándose este comportamiento en sus
Estimación al 1 de enero de 2019
20
valores altos por el incremento en la inyección de gas
para bombeo neumático a sus yacimientos. Un evi-
dente crecimiento del factor se presentó durante los
primeros 8 meses de 2017, promediando en 0.31.
Seguido de otro evidente crecimiento del factor, al
pasar el valor promedio a 0.39 en los siguientes cua-
tro meses de cierre del año. El promedio del factor de
encogimiento por eficiencia en el manejo para el
2018 fue de 0.35.
La evolución del factor de encogimiento por eficiencia
en el manejo (feem) de la Subdirección de Producción
Bloques Aguas Someras AS02, durante el periodo de
enero a diciembre de 2016, muestra que el comporta-
miento de este factor pasó de 0.89 a 0.75 en el primer
semestre, sin embargo, presentó un crecimiento de
manera gradual, mes con mes de 0.75 a 0.93 lo ante-
rior debido principalmente al incremento en el auto-
consumo para bombeo neumático. La manera en que
este factor se comportó durante el 2017 fue un perio-
do plano de 0.95 asociado al incremento en el auto-
consumo por los primeros 8 meses, el siguiente cua-
trimestre el factor cayó hasta 0.89. En el periodo 2018
el valor promedio de este factor fue de 0.92.
Para la Subdirección de Producción Bloques Norte,
el factor de encogimiento por eficiencia en el manejo
de enero a diciembre de 2016 la estabilidad de este
factor siguió con pequeñas fluctuaciones, mantenién-
dose en promedio en 0.87, esto se explica por el con-
tinuo uso de gas para su autoconsumo en el bombeo
neumático. El primer semestre de 2017 es una cons-
tante plana, cuyo valor promedio es de 0.87. En el
segundo semestre de 2017 este valor pasó de 0.85 a
0.81. En el periodo 2018 el valor promedio de este
factor fue de 0.82.
Respecto de la Subdirección de Producción Bloques
Sur, el comportamiento de este factor se repitió du-
rante el periodo enero a diciembre de 2016, peque-
ñas fluctuaciones de este factor promediaron en este
año 0.9. Con el 2017, otra vez se presentó un com-
portamiento plano del factor, en un valor promedio de
0.92. En el periodo 2018 el valor promedio de este
factor fue de 0.89.
En la Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS01, el factor de encogimiento por licua-
bles en el transporte (felt) para el periodo de enero a
diciembre de 2016, se caracteriza por tener una me-
seta de 0.85 por siete meses, y por el inicio de una
segunda meseta de 0.87 del último trimestre. El año
2017 se caracterizó por pasar de 0.87 en enero y
terminar con 0.81 en diciembre, previo dos reduccio-
nes de 0.77 y 0.75 en los meses de agosto y octubre.
El promedio del factor de encogimiento por licuables
en el transporte para el 2018 fue de 0.77.
La Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-
ras AS02 presentó una fluctuación de 0.86 a 0.80 se
presentó en el primer trimestre de 2016, luego este
factor subió de 0.80 hasta 0.91, cerrando el año 2016
con 0.85. El periodo de 2017 se caracterizó por un
comportamiento plano, con un promedio de todo el
año de 0.85. El promedio del factor de encogimiento
por licuables en el transporte para el 2018 fue de 0.87.
La Subdirección de Producción Bloques Sur se ha
comportado de manera constante durante el periodo
2016, manteniendo esta estabilidad durante 2017. El
promedio del factor de encogimiento por licuables en
el transporte para el 2018 fue de 0.99.
En la Subdirección de Producción Bloques Norte el
valor de este factor en 2016, bajo gradualmente de
0.96 en enero a 0.94 en diciembre. El periodo de
2017 se caracterizó por un comportamiento constan-
te, con un promedio de todo el año de 0.94. El pro-
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
21
medio del factor de encogimiento por licuables en el
transporte para el 2018 fue de 0.92.
Estas variaciones se muestran en la figura 3.2. El
efecto de la eficiencia operativa en las instalaciones
de distribución en cada uno de los procesos indus-
triales antes de llegar al complejo procesador de gas
incide de manera directa en el aumento o disminu-
ción del factor de encogimiento del gas por efecto de
licuables en las líneas de transporte.
En la Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS01, para 2016, el factor de recuperación
de condensados (frc) mostró una relativa recupera-
ción por encima de los 26.0, sin embargo, para el
mes de mayo el valor cayó de 27.0 hasta 17.0, y así
paulatinamente hasta llegar a septiembre con un va-
lor de 8.8, cerrando el año con 9.5. El primer semes-
tre de 2017 se fue posicionando de manera creciente
este factor y llegó hasta un valor de 13.5 barriles por
millón de pies cúbicos, pero a partir de agosto, su
comportamiento se abatió hasta 0.3 barriles por mi-
llón de pies cúbicos en el mes de diciembre de 2017.
El promedio del factor de recuperación de condensa-
dos para el 2018 fue de 9.1.
En la Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS02, el factor de recuperación de conden-
Figura 3.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados del gas natural.
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0
5
10
15
20
25
30
35
Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
2016 2017 2018
Bloques Aguas Someras AS01 Bloques Aguas Someras AS02 Bloques Norte Bloques Sur
Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem)
Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt)
Factor de recuperación de condensados (frc)
barriles por millón de pies cúbicos
Estimación al 1 de enero de 2019
22
sados (frc) tuvo un comportamiento en 2016 escalo-
nado en tres periodos, el primero de enero a abril con
11.4 de promedio, el segundo de abril a octubre con
un promedio de 13.7 y el último de octubre a diciem-
bre con tendencia al alza por encima de los 16.0 ba-
rriles por cada millón de pies cúbicos. Sin embargo,
el comportamiento de todo el 2017 se caracterizó por
un decremento que inició en enero con un valor de
15.9 y terminó en diciembre con 7.7 barriles por cada
millón de pies cúbicos. El promedio del factor de re-
cuperación de condensados para el 2018 fue de 10.4.
El factor en la Subdirección de Producción Bloques
Norte para el 2016 se caracteriza por tener dos perio-
dos, el primero de enero a julio con los valores a la
baja de 9.4 a 7.4. La segunda mitad del año se esta-
biliza en un valor promedio de 7.4 barriles por cada
millón de pies cúbicos. Para el 2017 un periodo de 9
meses de enero a septiembre, el factor promedió 7.3
barriles por cada millón de pies cúbicos, el siguiente
trimestre se recuperó y ascendió hasta diciembre de
2017 en un valor de 8.2 barriles por cada millón de
pies cúbicos. El promedio del factor de recuperación
de condensados para el 2018 fue de 6.9.
Respecto a la Subdirección de Producción Bloques
Sur, el comportamiento del periodo 2016 el valor del
factor fue declinando de 4.2 en enero hasta alcanzar
un valor en diciembre de 3.4 barriles por cada millón
de pies cúbicos. El 2017 se caracterizó por mante-
nerse en un promedio de 3.3 barriles por cada millón
de pies cúbicos. El promedio del factor de recupera-
ción de condensados para el 2018 fue de 2.9.
3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos
procesadores
Petróleos Mexicanos cuenta con nueve complejos
procesadores de gas (CPG) distribuidos en las regio-
nes petroleras: Arenque, Burgos, Cactus, Ciudad
Pemex, La Venta, Matapionche, Nuevo Pemex, Poza
Rica y Reynosa. Los CPG se construyeron bajo la
filosofía de aprovechar el gas asociado de los yaci-
mientos de petróleo crudo y del gas no asociado de
campos con producción comercial. Los CPG reciben
el gas amargo enviado por Pemex Exploración y Pro-
ducción el cual se produce en las cuatro subdireccio-
nes de producción. Ciudad Pemex, Cactus y Nuevo
Pemex son los complejos más grandes de Pemex,
en ellos se lleva a cabo la mayoría del endulzamiento
del gas y del condensado amargo; del procesamiento
del gas dulce (recuperación de líquidos) y de la recu-
peración de azufre. En lo que respecta a los conden-
sados, casi la totalidad de su endulzamiento se reali-
za en los complejos de Cactus y Nuevo Pemex.
El gas recibido en los complejos procesadores se
somete a procesos de endulzamiento cuando el gas
es amargo o si está contaminado por algún gas no
hidrocarburo para obtener el gas dulce húmedo; pos-
teriormente, a éste se le aplican procesos de absor-
ción y criogénicos para obtener los líquidos de planta
y el gas seco, también conocidos como hidrocarbu-
ros licuados y gas residual. Las reducciones en el
volumen del gas en estos procesos se expresan
cuantitativamente mediante dos factores:
i. Factor de encogimiento por impurezas (fei), que
considera el efecto de retirar los compuestos que
no son hidrocarburos del gas.
ii. Factor de encogimiento por licuables en planta
(felp), que contempla el efecto de la separación
de los hidrocarburos licuables del gas húmedo.
De esta forma, los líquidos obtenidos se relacionan
al gas húmedo mediante el factor de recuperación
de líquidos en planta (frlp). Una vez procesado el
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
23
gas húmedo y los condensados en el complejo se
entregan en las fronteras establecidas los productos
como gas licuado, gas dulce, gas natural seco,
etano y naftas.
Cada complejo procesador de gas recibe diferentes
composiciones de los hidrocarburos producidos y su
funcionamiento sigue altos estándares de exigencia
mediante un proceso de producción diseñado para
su operación.
Durante el trienio 2016-2018 el comportamiento de
los factores de encogimiento y rendimiento del gas
en los complejos procesadores han seguido trayecto-
rias semejantes, la eficiencia dependerá de la com-
posición de la mezcla que cada complejo maneje, del
número de etapas de su proceso intrínseco, así co-
mo también del abasto de gas húmedo amargo pro-
veniente de los yacimientos de las Cuencas del Sur-
este y de la Cuenca Tampico-Misantla y del volumen
de gas húmedo dulce de las cuencas de Burgos y
Veracruz. En la figura 3.3 se presenta el comporta-
miento de todos los complejos procesadores de gas.
Los factores de encogimiento por impurezas en los
complejos Poza Rica y Arenque son los más altos del
Figura 3.3 Factores de encogimiento y recuperación de líquidos en los complejos procesadores de gas en donde se entrega el gas natural de los yacimientos.
0.90
0.91
0.92
0.93
0.94
0.95
0.96
0.97
0.98
0.99
1.00
0.55
0.60
0.65
0.70
0.75
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
0
20
40
60
80
100
120
Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
2016 2017 2018
Factor de encogimiento por impurezas (fei)
Factor de encogimiento por licuables en planta (felp)
Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp)
barriles por millón de pies cúbicos
Cactus Cd. Pemex Matapionche Nuev o Pemex Poza RicaArenque La VentaBurgos
Estimación al 1 de enero de 2019
24
sistema, debido a su alta eficiencia operativa presen-
tan plataformas constantes de 0.98 y de 1.0 respecti-
vamente, tanto para 2017 como para el 2018. El
complejo Matapionche tuvo el valor promedio durante
2018 de 0.96, generado por la incorporación de gas
asociado a la corriente de gas no asociado prove-
niente de yacimientos de aceite y gas. Los complejos
Cactus y Ciudad Pemex mantuvieron una constante
de 0.95 para este factor tanto en 2017 como en
2018. El caso de Nuevo Pemex muestra ligeras va-
riaciones al alza que lo estabilizaron en 0.96 en
2018, igual que en 2017. No se maneja este factor en
los complejos La Venta, Reynosa y Burgos.
El factor de encogimiento por licuables en planta pre-
senta variaciones ligeras en la mayoría de los com-
plejos procesadores. Para el 2016 Cactus se estabili-
zó en 0.79. En el 2017 este factor se recuperó y pasó
de 0.81 en enero a 0.85 en junio, cerrando a diciem-
bre en 0.83, el valor promedio de este factor durante
2018 en Cactus considerando fue de 0.82. Respecto
a Poza Rica presenta una trayectoria ascendente del
factor de 0.94 en enero de 2015 y pasa a 0.95 al final
del mismo año. Este complejo se mantuvo en 0.95 en
2016. Subió hasta 0.99 en mayo de 2017 y fluctuan-
do en promedio a 0.94, el resto del segundo semes-
tre de 2017. El valor promedio fue de 0.95 durante
2018 en Poza Rica. El complejo de Ciudad Pemex
durante 2018 presenta un valor promedio de 0.79. La
Venta pasó de 0.84 en 2015 a 0.83 en 2016, ídem
con 0.83 en el periodo 2017. El complejo de La Ven-
ta, durante 2018 presenta un valor promedio cons-
tante de 0.82. Durante el año 2016, Matapionche se
mantuvo en 0.92, en 2017 pasó a 0.91 y durante
2018 presenta un valor promedio constante de 0.92.
Nuevo Pemex se mantuvo en 0.84 en los años 2016
y 2017. Arenque se mantuvo en 0.95 en 2016, ligera-
mente se posicionó en 0.94 durante 2017, durante
2018 presenta un valor promedio de 0.84.
En planta no todos los complejos recuperan el mismo
volumen de líquidos, el comportamiento del factor de
recuperación de líquidos en planta (frlp) para el perio-
do 2016-2018 se caracteriza por dos bandas, la pri-
mera con valores por arriba de los 80 barriles por
cada millón de pies cúbicos (b/mmpc), Nuevo Pemex
y la segunda con valores menores a los 60 b/mmpc,
Matapionche. Corresponde a La Venta los valores
que superan los 100 b/mmpc. Ciudad Pemex sólo se
mantuvo los meses de enero y febrero por arriba de
los 100 b/mmpc. Es el complejo Cactus que casi lle-
ga a los 100 b/mmpc por un ligero incremento de lí-
quidos en el último trimestre del 2016. Durante el
2017 este complejo promedió 106 b/mmpc, pero du-
rante el 2018, el factor de recuperación de líquidos
en planta de Cactus se comportó de manera descen-
dente, pasando de 87 b/mmpc en enero de 2018 a
76 b/mmpc en diciembre de 2018.
El complejo que ha manifestado una recuperación de
líquidos mayor es Ciudad Pemex, ya que para el
2016 presentó un promedio de 97 b/mmpc, durante
2017 promediando 105 b/mmpc, y durante 2018, el
factor de recuperación de líquidos en Ciudad Pemex
se comportó de manera descendente, pasando de
107 b/mmpc en enero de 2018 a 97 b/mmpc en di-
ciembre de 2018. Es Nuevo Pemex el más bajo de
esta banda durante 2016 con valores promedio de 82
b/mmpc, para 2017 el promedio se ubicó en 78 b/
mmpc durante el 2018, el factor de recuperación de
líquidos en Nuevo Pemex se comportó de manera
cíclica en dos periodos de alza y de baja, el primer
periodo fue de enero a julio que pasó de 73 b/mmpc
a 82 b/mmpc, el segundo periodo fue de julio a di-
ciembre que pasó de 72 b/mmpc a 78 b/mmpc.
El complejo Matapionche manifiesta un ligero incre-
mento, pasando en promedio de 55 b/mmpc en 2015
a 59 b/mmpc en 2016, promediando 57 b/mmpc du-
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
25
rante 2017. Durante el 2018, el factor de recupera-
ción de líquidos en Matapionche se comportó de
manera estable, siendo el valor promedio constante
de 58 b/mmpc.
Para el mes de abril de 2016, la planta criogénica del
CPG Arenque dejó de operar y pasó de 53 b/mmpc a
cero, ya en octubre de 2016 arrancó con 68 b/mmpc.
En el 2017 esta planta sólo operó por 8 meses, pro-
mediando 62 b/mmpc. Durante el 2018, la planta
criogénica del CPG Arenque no estuvo en operación.
El complejo Burgos se caracteriza por ser un comple-
jo estable en los últimos años con promedios de 27
b/mmpc, y en 2017 su eficiencia creció, promediando
28 b/mmpc. El complejo Poza Rica ha disminuido su
capacidad, bajando su relación de líquidos a 34 b/
mmpc en 2016 a 28 b/mmpc en 2018.
3.3 Reservas remanentes totales
El balance de las reservas de una evaluación a otra
depende de las variaciones causadas por los resulta-
dos de las actividades de delimitación, desarrollo,
revisión del comportamiento de presión/producción,
incorporación de campos nuevos, así como por la
producción del periodo, costos de operación y mante-
nimiento y no menos importante, por los precios de la
mezcla mexicana de crudo y del gas húmedo amargo.
Bajo la dinámica de estas premisas, el volumen de
las reservas 3P estimadas por Pemex al 1 de enero
de 2019, totalizan 20,452.6 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, su clasificación se distri-
buye de la siguiente manera: 34.3 por ciento de reser-
vas probadas, 32.3 por ciento de reservas probables
y 33.4 por ciento corresponde a reservas posibles.
A partir de la evaluación del 1 de enero de 2015 se
mantiene el efecto de no tener asignados el inventa-
rio total de campos, lo que hace incomparables los
valores contra los ejercicios anteriores a esta fecha,
en todas las categorías de reservas y en todos sus
tipos de hidrocarburos, por lo que el lector debe ser
prudente en el uso de las cifras, las cuales corres-
ponden en este libro a los campos asignados a Pe-
tróleos Mexicanos. La integración por categoría de
las reservas remanentes de PCE en sus diferentes
categorías se muestra en la figura 3.4.
Desde el punto de vista regional al 1 de enero de
2019, las reservas 3P de petróleo crudo equivalente
Figura 3.4 Integración por categoría de las reservas remanentes de petróleo crudo equivalente.
mmbpce
Estimación al 1 de enero de 2019
26
se distribuyen en la Subdirección de Producción
Bloques Norte 39.9 por ciento, en la Subdirección
de Producción Bloques Aguas Someras AS01 con
38.6 por ciento, la Subdirección de Producción Blo-
ques Aguas Someras AS02 13.3 por ciento y final-
mente la Subdirección de Producción Bloques Sur
con 8.1 por ciento.
En términos de crudo y gas natural, las reservas tota-
les asignadas a Pemex al 1 de enero de 2019 as-
cienden a 15,292.4 millones de barriles y 27,655.2
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.
De acuerdo con el tipo de fluido que compone al pe-
tróleo crudo equivalente la distribución de las reser-
vas remanentes totales de Pemex al 1 de enero de
2019, se muestra en el cuadro 3.1. El aceite crudo es
el que aporta mayor volumen con el 74.8 por ciento,
el condensado con 0.6 por ciento, los líquidos de
planta con 5.3 por ciento y el 19.3 por ciento restante
corresponde al gas seco equivalente a líquido. En
términos del gas natural, el volumen estimado de gas
entregado en planta es de 23,240.1 miles de millones
de pies cúbicos, y la reserva de gas seco es de
20,565.8 miles de millones de pies cúbicos.
La variedad de fluidos producidos por los campos en
explotación es diversa y por ello se hace una clasifi-
cación de las reservas totales de acuerdo con su
calidad comercial, tomando en cuenta la densidad
del fluido, en el cuadro 3.2 se muestra esta clasifica-
ción. El aceite pesado es el que tiene mayor presen-
Cuadro 3.1 Distribución histórica de las reservas totales.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos
de planta Gas seco
equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco
mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 16,368.7 179.4 1,670.9 4,004.1 22,223.0 28,308.2 24,696.4 20,825.3
Marina Noreste 7,407.2 63.5 218.3 453.7 8,142.7 3,618.3 2,908.0 2,359.6
Marina Suroeste 2,820.8 50.1 327.3 766.7 3,964.9 6,170.7 4,824.4 3,987.3
Norte 4,308.4 23.7 694.7 2,066.9 7,093.6 13,414.9 12,180.2 10,749.7
Sur 1,832.3 42.1 430.6 716.9 3,021.9 5,104.2 4,783.9 3,728.6
2017 Total 16,881.7 171.9 1,473.6 3,621.3 22,148.5 25,779.8 22,127.0 18,833.4
Marina Noreste 8,204.7 68.4 314.5 560.1 9,147.6 4,419.4 3,600.5 2,913.2
Marina Suroeste 2,500.2 50.7 237.0 547.0 3,334.9 4,680.7 3,409.0 2,844.8
Norte 4,874.7 34.5 622.7 2,001.8 7,533.7 13,020.3 11,691.5 10,410.4
Sur 1,302.2 18.4 299.4 512.4 2,132.4 3,659.4 3,426.1 2,665.0
2018 Total 15,738.1 118.8 1,494.9 3,737.1 21,088.9 26,449.6 22,793.2 19,436.2
Bloques Aguas Someras AS01 7,534.3 32.5 295.6 468.2 8,330.6 4,054.1 3,174.9 2,435.1
Bloques Aguas Someras AS02 2,483.9 42.0 276.1 593.3 3,395.3 4,703.4 3,727.9 3,085.9
Bloques Norte 4,681.9 34.0 645.8 2,182.1 7,543.8 14,314.5 12,662.1 11,349.0
Bloques Sur 1,038.0 10.3 277.5 493.4 1,819.2 3,377.5 3,228.3 2,566.2
2019 Total 15,292.4 116.6 1,089.3 3,954.3 20,452.6 27,655.2 23,240.1 20,565.8
Bloques Aguas Someras AS01 7,206.7 20.4 261.7 414.2 7,903.0 3,755.8 2,838.1 2,154.4
Bloques Aguas Someras AS02 2,139.6 40.3 205.4 338.9 2,724.2 3,068.0 2,264.9 1,762.8
Bloques Norte 4,975.4 42.3 388.2 2,759.3 8,165.1 17,765.6 15,245.9 14,350.8
Bloques Sur 970.8 13.6 234.1 441.8 1,660.3 3,065.7 2,891.2 2,297.8
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
27
cia, el cual aporta 61.8 por ciento del volumen total,
en segundo término, el aceite ligero con 26.0 por
ciento y, por último, el aceite superligero con 12.2
por ciento. En los campos de la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Aguas Someras AS01 se encuentra
el mayor volumen de reservas totales de aceite pe-
sado con el 70.2 por ciento, de la misma manera, en
la Subdirección de Producción Bloques Norte se en-
cuentra el mayor porcentaje de aceite ligero con 48.4
por ciento, mientras que, para el caso del aceite su-
perligero, los volúmenes están divididos de la si-
guiente manera, en términos de porcentaje, en la
Subdirección de Producción Bloques Norte con 60.1,
en la Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS02 con 24.5 y la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Sur con 15.5.
En el mismo cuadro 3.2 se presenta la evolución de
las reservas remanentes totales de gas natural de
Pemex, por su naturaleza el gas se desglosa en aso-
ciado y no asociado. La porción mayor de la reserva
remanente total de gas natural corresponde a gas
asociado con un porcentaje del total de 64.8, y una
magnitud de 17,914.2 miles de millones de pies cúbi-
cos, y un 35.2 por ciento para el gas no asociado,
cuyos volúmenes de reserva alcanzaron 9,741.0 mi-
les de millones de pies cúbicos. La mayor parte del
gas asociado se localiza en la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Norte con el 57.5 por ciento, es de-
cir 10,305.3 miles de millones de pies cúbicos. En
cuanto a las reservas totales de gas no asociado,
para esta evaluación, los mayores volúmenes se
localizan distribuidos proporcionalmente entre la
Cuadro 3.2 Clasificación de las reservas totales, o 3P, de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total
mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 9,881.8 4,805.8 1,681.1 21,245.5 3,566.4 2,812.2 684.1 7,062.8
Marina Noreste 7,299.9 107.3 0.0 3,618.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 480.1 1,655.3 685.4 2,735.5 2,508.9 926.4 0.0 3,435.3
Norte 1,876.6 2,020.7 411.0 10,865.2 136.7 1,815.5 597.5 2,549.7
Sur 225.1 1,022.5 584.7 4,026.5 920.9 70.3 86.6 1,077.8
2017 Total 10,973.4 4,291.4 1,616.9 20,392.8 1,967.7 2,804.7 614.6 5,387.0
Marina Noreste 8,128.6 76.0 0.0 4,419.4 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 498.2 1,414.4 587.6 2,520.4 991.0 1,169.3 0.0 2,160.3
Norte 2,135.0 2,092.1 647.6 10,660.3 207.5 1,591.4 561.2 2,360.0
Sur 211.7 708.8 381.8 2,792.7 769.2 44.1 53.4 866.7
2018 Total 10,141.8 3,964.9 1,631.5 19,347.9 3,686.0 2,798.5 617.1 7,101.6
Bloques Aguas Someras AS01 7,469.4 64.9 0.0 4,054.1 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 525.9 1,373.3 584.7 2,747.8 786.4 1,169.3 0.0 1,955.7
Bloques Norte 1,962.5 2,016.6 702.9 10,530.6 1,623.6 1,585.9 574.4 3,783.9
Bloques Sur 184.0 510.1 343.9 2,015.5 1,275.9 43.4 42.7 1,362.0
2019 Total 9,450.7 3,983.5 1,858.2 17,914.2 6,348.9 2,774.0 618.0 9,741.0
Bloques Aguas Someras AS01 6,632.9 573.8 0.0 3,755.8 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 698.8 986.3 454.5 2,097.2 739.3 231.5 0.0 970.8
Bloques Norte 1,931.6 1,927.6 1,116.2 10,305.3 4,374.1 2,509.0 577.3 7,460.4
Bloques Sur 187.4 495.8 287.6 1,755.9 1,235.5 33.6 40.7 1,309.9
Estimación al 1 de enero de 2019
28
Subdirección de Producción Bloques Norte y la Sub-
dirección de Producción Bloques Sur con 76.6 y 13.4
por ciento, respectivamente.
La evolución histórica de las reservas totales de
petróleo crudo equivalente en los últimos tres años
se muestra en la figura 3.5 indicando las causas y
los factores que propiciaron la variación de las re-
servas totales con respecto al año anterior. En la
estimación al 1 de enero del 2019 se registró un
decremento por 636.3 millones de barriles de pe-
tróleo crudo equivalente, las reservas pasaron de
21,088.90 al 1 de enero del 2018 a 20,452.6 millo-
nes de barriles de petróleo crudo equivalente al 1
de enero del 2019, esta modificación es atribuible a
la integración y balance de cinco conceptos: adicio-
nes, revisiones, desarrollos, producción, y un nue-
vo elemento de cambio llamado migraciones de
campos. El desglose de cada uno de estos cinco
conceptos se resume de la siguiente manera en
miles de millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. Las adiciones de reservas por 1,160.8
mmbpce compuestas por actividades en delimita-
ción y por descubrimientos, no fueron suficientes,
pero amortiguaron la reducción de las reservas 3P.
En tanto las actividades que reducen el valor de las
reservas son: la producción del periodo 2018 por
915.4 mmbpce, las revisiones que desincorporaron
446.9 mmbpce por el comportamiento de los cam-
pos. El concepto de desarrollos desincorpora 188.3
mmbpce, este concepto agrupa actividades físicas
como la terminación de pozos de desarrollo y de
pozos delimitadores durante el año 2018, además
de la actualización de modelos geológicos-
petrofísicos. Finalmente, las migraciones de cam-
pos presentaron una reducción de reservas por
246.5 mmbpce.
La relación reserva-producción del volumen total de
reservas asignadas a Pemex al 1 de enero de 2019,
sólo considera la producción del periodo 2018 de los
campos. Bajo esta consideración para la reserva 3P
la relación reserva-producción alcanzó un valor de
22 años. Para las reservas 2P, la relación es 15
años y para las reservas probadas totales de 8 años.
Es importante mencionar que para el cálculo de este
indicador no se contempla declinación de la produc-
ción, ni variación en los precios de hidrocarburos y
costos de operación, mantenimiento y transporte.
Además de considerar constante la producción del
sistema, y de la suposición de que no se harán in-
versiones estratégicas.
Figura 3.5 Evolución de las reservas totales de petróleo crudo equivalente.
mmbpce
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
29
3.3.1 Reservas remanentes probadas
Las reservas probadas de hidrocarburos de Pemex
han sido evaluadas de acuerdo con los criterios y
definiciones de la SEC, reportando un volumen de
reservas probadas al 1 de enero de 2019 por 7,010.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Si
se considera la distribución a nivel regional, 51.2 por
ciento se encuentra en la Subdirección de Produc-
ción Bloques Aguas Someras AS01, siendo esta la
de mayor contribución seguida por la Subdirección
de Producción Bloques Norte con 21.5 por ciento. La
Subdirección de Producción Bloques Sur aporta el
14.9 por ciento, y la Subdirección de Producción Blo-
ques Aguas Someras AS02 con 12.4 por ciento. En
términos de aceite y gas natural las reservas proba-
das de Pemex ascienden a 5,332.9 millones de barri-
les de crudo y 8,856.6 miles de millones de pies cúbi-
cos de gas natural.
Para esta evaluación, el valor del volumen de reser-
vas probadas de petróleo crudo equivalente está
conformado por 76.1 por ciento de aceite crudo, 17.5
por ciento de gas seco equivalente a líquido, los líqui-
dos de planta contribuyen con 5.6 por ciento y los
condensados con el restante 0.9 por ciento. Las re-
servas probadas de gas entregado en planta y gas
seco contienen 7,356.2 y 6,367.7 miles de millones
de pies cúbicos, respectivamente, y para esta fase
hidrocarburo los mayores volúmenes se ubican prin-
cipalmente en la Subdirección de Producción Blo-
ques Norte con 44.8 por ciento y en la Subdirección
Cuadro 3.3 Distribución histórica de las reservas probadas.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos
de planta Gas seco
equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco
mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 7,141.6 116.9 718.0 1,655.4 9,632.0 12,064.2 10,364.0 8,609.8
Marina Noreste 3,974.0 41.9 145.5 302.4 4,463.8 2,378.3 1,938.4 1,572.9
Marina Suroeste 1,218.5 24.2 180.2 423.6 1,846.5 3,402.0 2,664.0 2,203.1
Norte 736.1 13.7 77.4 404.3 1,231.5 2,530.4 2,256.0 2,103.0
Sur 1,213.1 37.0 315.0 525.1 2,090.1 3,753.4 3,505.6 2,730.8
2017 Total 6,537.3 92.4 589.2 1,342.9 8,561.8 9,883.0 8,367.2 6,984.2
Marina Noreste 3,987.4 39.6 175.5 312.5 4,515.0 2,473.5 2,008.9 1,625.4
Marina Suroeste 868.7 21.1 106.5 238.0 1,234.3 2,031.0 1,503.7 1,238.0
Norte 788.2 15.9 84.6 411.1 1,299.8 2,643.8 2,307.2 2,138.0
Sur 893.0 15.8 222.6 381.2 1,512.7 2,734.6 2,547.5 1,982.8
2018 Total 5,806.5 66.7 553.8 1,267.7 7,694.7 9,329.7 7,903.5 6,593.3
Bloques Aguas Someras AS01 3,557.5 23.0 165.3 261.9 4,007.7 2,240.2 1,775.9 1,362.1
Bloques Aguas Someras AS02 847.8 21.4 130.3 266.8 1,266.3 2,117.0 1,704.0 1,387.7
Bloques Norte 740.3 14.5 75.8 415.6 1,246.2 2,758.8 2,309.6 2,161.6
Bloques Sur 660.9 7.9 182.3 323.4 1,174.5 2,213.6 2,114.0 1,681.9
2019 Total 5,332.9 62.4 390.8 1,224.3 7,010.3 8,856.6 7,356.2 6,367.7
Bloques Aguas Someras AS01 3,253.3 13.3 125.2 198.1 3,589.9 1,807.7 1,357.5 1,030.5
Bloques Aguas Someras AS02 630.2 26.2 78.7 132.3 867.4 1,144.6 894.0 687.9
Bloques Norte 838.6 12.5 39.2 614.8 1,505.2 3,970.3 3,278.9 3,197.3
Bloques Sur 610.7 10.4 147.6 279.2 1,047.9 1,934.0 1,825.8 1,452.0
Estimación al 1 de enero de 2019
30
de Producción Bloques Sur con 21.8 por ciento. La
evolución de estas reservas por tipo de fluido y sub-
dirección se muestran en el cuadro 3.3.
Si se toma en cuenta la clasificación del crudo de
acuerdo con su densidad, de los 7,010.3 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente de reserva pro-
bada, corresponden al aceite crudo 5,332.9 millones,
a su vez el volumen de aceite crudo esta fraccionado
en pesado, ligero y superligero, siendo las proporcio-
nes porcentuales de 67.8, 23.4 y 8.8, respectivamen-
te. La Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS01 contiene el mayor volumen probado
de aceite pesado con 83.7 por ciento, mientras que la
Subdirección de Producción Bloques Sur tiene 30.1
por ciento del aceite ligero y la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Aguas Someras AS02 tiene el 35.9
por ciento del aceite superligero. La Subdirección de
Producción Bloques Norte y la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Sur comparten la misma proporción
de aceite superligero de 32 porciento.
Refiriéndonos a las reservas probadas de gas, el gas
asociado representa 59.9 por ciento del total mien-
tras que el gas no asociado representa 40.1 por cien-
to. La Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS01 posee el mayor volumen de reservas
probadas de gas asociado con 34.1 por ciento, mien-
tras que la mayor concentración de reservas de gas
no asociado se encuentra en las subdirecciones de
producción Bloques Norte y Bloques Sur con 75.6
por ciento y 14.3 por ciento, respectivamente.
Cuadro 3.4 Clasificación de las reservas probadas, o 1P, de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total
mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 4,496.4 1,975.3 669.8 7,983.9 2,111.4 1,479.6 489.3 4,080.3
Marina Noreste 3,908.0 65.9 0.0 2,378.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 66.6 794.2 357.7 1,327.1 1,556.2 518.7 0.0 2,074.9
Norte 418.5 304.9 12.8 1,097.5 77.7 926.4 428.8 1,432.9
Sur 103.3 810.4 299.4 3,180.9 477.4 34.6 60.5 572.5
2017 Total 4,505.5 1,563.8 468.0 7,013.4 1,268.4 1,220.0 381.1 2,869.5
Marina Noreste 3,929.9 57.5 0.0 2,473.5 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 62.2 560.9 245.6 932.5 736.9 361.7 0.0 1,098.5
Norte 417.1 366.5 4.6 1,404.2 68.1 833.9 337.6 1,239.6
Sur 96.2 578.9 217.8 2,203.2 463.4 24.5 43.5 531.4
2018 Total 4,078.3 1,216.3 511.9 6,377.3 1,494.4 1,074.2 383.8 2,952.4
Bloques Aguas Someras AS01 3,511.1 46.3 0.0 2,240.2 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 69.1 487.0 291.8 1,220.3 535.0 361.7 0.0 896.7
Bloques Norte 416.7 283.9 39.7 1,255.0 463.0 689.2 351.7 1,503.8
Bloques Sur 81.5 399.1 180.3 1,661.7 496.4 23.3 32.1 551.9
2019 Total 3,615.1 1,247.8 470.0 5,302.5 2,050.6 1,128.1 375.4 3,554.1
Bloques Aguas Someras AS01 3,024.1 229.3 0.0 1,807.7 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 100.0 361.6 168.6 788.0 356.6 0.0 0.0 356.6
Bloques Norte 408.1 280.7 149.8 1,282.3 1,228.8 1,114.2 345.1 2,688.1
Bloques Sur 82.9 376.2 151.6 1,424.6 465.2 13.9 30.4 509.4
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
31
Las reservas probadas de aceite crudo, clasificadas
de acuerdo con su densidad como aceite pesado,
ligero y superligero, así como las reservas de gas
natural clasificadas como gas asociado y no asocia-
do, son mostradas en el cuadro 3.4.
La producción del periodo 2018 corresponde a un
volumen extraído de 915.4 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. En conjunto, entre las
actividades de revisiones, desarrollos, adiciones, pro-
ducción y las migraciones de campos se registra una
baja de las reservas probadas por un volumen de
684.4 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente. En la figura 3.6 se presenta la evolución de las
reservas probadas de petróleo crudo equivalente en
los últimos tres años, así como su comportamiento y
los elementos de cambio que propiciaron la diferen-
cia entre el 1 de enero de 2019 y el año anterior.
Las reservas remanentes probadas se clasifican en
reservas probadas desarrolladas y en reservas pro-
badas no desarrolladas. Las primeras aportan el 60.4
por ciento y las no desarrolladas contribuyen con el
39.6 por ciento del total, figura 3.7.
3.3.1.1 Reservas probadas desarrolladas
El volumen de las reservas probadas desarrolladas al
1 de enero de 2019 es de 4,236.9 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente. El mayor volumen
se encuentra en la Subdirección de Producción Blo-
ques Aguas Someras AS01 con 62.3 por ciento del
total, siendo la de mayor importancia, seguida por la
Subdirección de Producción Bloques Sur con 16.4
por ciento y finalmente, la Subdirección de Produc-
ción Bloques Norte y la Subdirección de Producción
Bloques Aguas Someras AS02, con 11.7 y 9.6 por
ciento, respectivamente. El cuadro 3.5 muestra la
distribución histórica de estas reservas. Figura 3.7 Clasificación de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente.
Figura 3.6 Evolución de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente.
mmbpce
mmbpce
Estimación al 1 de enero de 2019
32
En esta categoría, los volúmenes de aceite y gas
natural se estimaron respectivamente en 3,269.2 mi-
llones de barriles y 5,038.9 miles de millones de pies
cúbicos respectivamente. La Subdirección de Pro-
ducción Bloques Aguas Someras AS01 documenta el
mayor volumen de aceite crudo con el 71.5 por cien-
to, es decir 2,338.5 millones de barriles y también de
gas natural con 1,611.5 miles de millones de pies
cúbicos que equivalen al 32.0 por ciento. Asimismo,
la reserva de gas entregado en planta alcanzó
4,075.6 miles de millones de pies cúbicos, en tanto
que la reserva de gas seco sumó 3,377.7miles de
millones de pies cúbicos.
Continuando con la reserva probada desarrollada de
aceite crudo, por su densidad, el pesado participa
con 73.7 por ciento del total, el ligero con 20.1 por
ciento y el superligero con 6.2 por ciento. El 90.9 por
ciento de la reserva probada desarrollada de aceite
pesado corresponde a la Subdirección de Producción
Bloques Aguas Someras AS01, el aceite ligero lo
lidera la Subdirección de Producción Bloques Sur
con 34.5 por ciento y el superligero también se con-
centra en mayor proporción en la Subdirección de
Producción Bloques Sur con 56.0 por ciento. La clasi-
ficación de la reserva probada desarrollada de aceite
es mostrada en el cuadro 3.6. Con respecto al gas, la
reserva probada desarrollada está constituida por
67.5 por ciento de gas asociado y 32.5 por ciento de
gas no asociado. La Subdirección de Producción Blo-
ques Aguas Someras AS01 y la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Sur son las subdirecciones donde
Cuadro 3.5 Distribución histórica de las reservas probadas desarrolladas.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos
de planta Gas seco
equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco
mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 5,094.3 86.4 543.7 1,155.9 6,880.3 8,665.9 7,352.6 6,011.7
Marina Noreste 3,284.6 37.9 130.5 271.3 3,724.3 2,142.4 1,738.6 1,410.8
Marina Suroeste 759.4 13.6 146.6 272.1 1,191.8 2,326.7 1,790.4 1,415.4
Norte 236.3 7.1 30.1 215.6 489.1 1,350.4 1,179.8 1,121.5
Sur 813.9 27.8 236.5 396.9 1,475.1 2,846.4 2,643.7 2,064.1
2017 Total 4,405.4 68.1 412.2 867.8 5,753.4 6,555.4 5,488.4 4,513.4
Marina Noreste 3,071.2 33.0 143.2 255.0 3,502.4 2,018.6 1,639.4 1,326.5
Marina Suroeste 459.4 14.4 77.6 128.1 679.5 1,194.4 860.0 666.4
Norte 263.5 9.5 23.6 196.2 492.8 1,268.0 1,065.4 1,020.5
Sur 611.3 11.2 167.8 288.4 1,078.7 2,074.4 1,923.7 1,500.0
2018 Total 3,752.4 44.8 369.0 774.1 4,940.3 5,853.8 4,906.3 4,026.1
Bloques Aguas Someras AS01 2,630.2 16.6 131.2 207.8 2,985.8 1,793.4 1,409.2 1,080.9
Bloques Aguas Someras AS02 419.5 13.6 88.7 139.3 661.2 1,152.6 940.1 724.7
Bloques Norte 258.0 9.7 25.5 206.9 500.2 1,392.6 1,123.1 1,076.3
Bloques Sur 444.6 4.9 123.5 220.0 793.1 1,515.2 1,433.9 1,144.2
2019 Total 3,269.2 43.7 274.6 649.4 4,236.9 5,038.9 4,075.6 3,377.7
Bloques Aguas Someras AS01 2,338.5 11.2 111.6 176.7 2,638.1 1,611.5 1,210.5 918.9
Bloques Aguas Someras AS02 259.6 17.6 48.2 81.0 406.4 671.1 547.5 421.3
Bloques Norte 269.7 7.1 15.9 203.0 495.8 1,444.0 1,086.5 1,056.0
Bloques Sur 401.4 7.7 98.9 188.7 696.7 1,312.3 1,231.0 981.5
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
33
se localizan los mayores volúmenes de reserva pro-
bada desarrollada de gas asociado con 47.4 y 27.8
por ciento, respectivamente. Mientras que los mayo-
res volúmenes de reservas probadas desarrolladas
de gas no asociado se localizan en la Subdirección
de Producción Bloques Norte, Subdirección de Pro-
ducción Bloques Sur y Subdirección de Producción
Bloques Aguas Someras AS02, con 58.7, 22.5 y 18.8
por ciento, respectivamente. En el cuadro 3.6 tam-
bién se muestra la clasificación de la reserva proba-
da desarrollada de gas natural.
3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas
Las reservas probadas no desarrolladas al 1 de
enero de 2019 están estimadas en 2,773.4 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. La Subdi-
rección de Producción Bloques Norte y la Subdirec-
ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01,
contribuyen con 36.4 y 34.3 por ciento respectiva-
mente. Mientras que la Subdirección de Producción
Bloques Aguas Someras AS02 participa con 16.6 por
ciento, la Subdirección de Producción Bloques Sur lo
hace con 12.7 por ciento. El cuadro 3.7 muestra lo
anterior mencionado.
Las reservas probadas no desarrolladas de aceite
crudo al 1 de enero de 2019 se estimaron en
2,063.7 millones de barriles. La Subdirección de
Producción Bloques Aguas Someras AS01 y la Sub-
dirección de Producción Bloques Norte aportan res-
pectivamente 44.3 y 27.6 por ciento, con porcentajes
Cuadro 3.6 Clasificación de las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total
mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 3,434.5 1,218.1 441.6 5,732.9 1,966.9 534.0 432.0 2,932.9
Marina Noreste 3,218.7 65.9 0.0 2,142.4 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 5.7 502.9 250.8 835.8 1,490.9 0.0 0.0 1,490.9
Norte 136.1 96.0 4.2 406.0 73.4 499.5 371.5 944.3
Sur 74.1 553.3 186.6 2,348.7 402.6 34.6 60.5 497.7
2017 Total 3,248.1 890.1 267.2 4,533.0 1,163.3 507.4 351.7 2,022.4
Marina Noreste 3,013.7 57.5 0.0 2,018.6 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 7.4 342.3 109.7 507.6 686.8 0.0 0.0 686.8
Norte 157.1 105.9 0.5 428.2 48.1 483.4 308.2 839.7
Sur 70.0 384.5 156.9 1,578.5 428.4 24.0 43.5 495.9
2018 Total 2,811.3 724.9 216.2 4,066.7 945.8 499.0 342.2 1,787.1
Bloques Aguas Someras AS01 2,583.9 46.3 0.0 1,793.4 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 10.2 329.0 80.4 686.3 466.3 0.0 0.0 466.3
Bloques Norte 155.2 93.2 9.7 446.9 159.9 475.7 310.1 945.7
Bloques Sur 62.1 256.4 126.2 1,140.1 319.6 23.3 32.1 375.1
2019 Total 2,410.7 656.5 201.9 3,401.0 805.3 512.6 320.0 1,637.9
Bloques Aguas Someras AS01 2,191.1 147.4 0.0 1,611.5 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 20.0 166.3 73.3 363.1 308.0 0.0 0.0 308.0
Bloques Norte 137.8 116.4 15.5 481.9 173.7 498.7 289.6 962.0
Bloques Sur 61.8 226.5 113.0 944.4 323.6 13.9 30.4 367.9
Estimación al 1 de enero de 2019
34
menores están la Subdirección de Producción Blo-
ques Aguas Someras AS02 y la Subdirección de
Producción Bloques Sur con 18.0 y 10.1 por ciento
respectivamente. Con respecto al gas natural se
estimaron 3,817.7 miles de millones de pies cúbicos
de reservas probadas no desarrolladas al 1 de enero
de 2019. La mayor contribución es de la Subdirec-
ción de Producción Bloques Norte y de la Subdirec-
ción de Producción Bloques Sur con 66.2 y 16.3 por
ciento, respectivamente. En ese mismo referente, la
Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-
ras AS02 y la Subdirección de Producción Bloques
Aguas Someras AS01 contribuyen con 12.4 y de 5.1
por ciento, respectivamente, tal como se muestra en
el cuadro 3.7. Los volúmenes de las reservas proba-
das no desarrolladas de gas entregado en planta y
gas seco son de 3,280.6 y 2,990.0 miles de millones
de pies cúbicos, respectivamente. La distribución a
nivel subdirección es similar a la que se tienen en
los volúmenes de gas natural de esta misma catego-
ría de reservas.
De acuerdo con su densidad y a su valor comercial,
al 1 de enero de 2019, las reservas probadas no
desarrolladas de aceite pesado se estiman en
1,204.4 millones de barriles, siendo mayor la contri-
bución de la Subdirección de Producción Bloques
Aguas Someras AS01 pues participa con 69.2 por
ciento del total. Las reservas probadas no desarrolla-
das de aceite ligero son de 591.2 millones de barri-
les, de las que el 33.0 por ciento se encuentra en la
Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-
Cuadro 3.7 Distribución histórica de las reservas probadas no desarrolladas.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos
de planta Gas seco
equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco
mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 2,047.3 30.5 174.4 499.5 2,751.7 3,398.3 3,011.4 2,598.1
Marina Noreste 689.3 4.0 15.0 31.2 739.5 235.9 199.8 162.1
Marina Suroeste 459.0 10.7 33.6 151.5 654.7 1,075.3 873.7 787.8
Norte 499.8 6.6 47.3 188.7 742.4 1,180.1 1,076.2 981.5
Sur 399.2 9.2 78.5 128.2 615.1 907.0 861.8 666.7
2017 Total 2,131.9 24.4 177.0 475.1 2,808.4 3,327.5 2,878.8 2,470.8
Marina Noreste 916.2 6.6 32.3 57.5 1,012.6 454.9 369.4 298.9
Marina Suroeste 409.3 6.7 28.9 109.9 554.8 836.6 643.7 571.6
Norte 524.7 6.4 61.0 214.9 807.0 1,375.8 1,241.8 1,117.5
Sur 281.7 4.6 54.8 92.8 434.0 660.2 623.9 482.8
2018 Total 2,054.1 22.0 184.7 493.6 2,754.4 3,475.9 2,997.1 2,567.2
Bloques Aguas Someras AS01 927.3 6.4 34.1 54.1 1,021.9 446.8 366.7 281.3
Bloques Aguas Someras AS02 428.3 7.8 41.6 127.5 605.1 964.4 763.9 662.9
Bloques Norte 482.3 4.8 50.2 208.7 746.0 1,366.2 1,186.5 1,085.3
Bloques Sur 216.3 2.9 58.8 103.4 381.5 698.4 680.1 537.8
2019 Total 2,063.7 18.7 116.1 574.9 2,773.4 3,817.7 3,280.6 2,990.0
Bloques Aguas Someras AS01 914.8 2.0 13.5 21.4 951.8 196.3 147.0 111.6
Bloques Aguas Someras AS02 370.6 8.5 30.5 51.3 460.9 473.4 346.5 266.6
Bloques Norte 568.9 5.5 23.3 411.7 1,009.4 2,526.3 2,192.4 2,141.3
Bloques Sur 209.3 2.7 48.7 90.5 351.2 621.7 594.8 470.5
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
35
ras AS02, seguida por la Subdirección de Produc-
ción Bloques Norte con 27.8 por ciento. La Subdirec-
ción de Producción Bloques Sur participa con 25.3
por ciento de aceite ligero.
Para el aceite superligero, se cuenta con una reser-
va probada no desarrollada de 268.1 millones de
barriles, de los cuales la Subdirección de Produc-
ción Bloques Norte aporta el 50.1 por ciento del
total y la Subdirección de Producción Bloques
Aguas Someras AS02 lo hace con 35.5 por ciento.
Por último, la Subdirección de Producción Bloques
Sur participa con el 14.4 por ciento restante. La cla-
sificación de las reservas probadas no desarrolla-
das de aceite crudo y gas natural se muestra en el
cuadro 3.8.
Al 1 de enero de 2019, las reservas probadas no
desarrolladas de gas asociado ascienden a 1,901.5
miles de millones de pies cúbicos, lo que representa
49.8 por ciento del total, y las reservas probadas no
desarrolladas de gas no asociado equivale a 1,916.2
miles de millones de pies cúbicos, es decir 50.2 por
ciento del total.
La Subdirección de Producción Bloques Norte integra
el mayor volumen de la reserva probada no desarro-
llada de gas asociado con 42.1 por ciento. Por otro
lado, la Subdirección de Producción Bloques Norte,
aporta el 90.1 por ciento del total de la reserva no
desarrollada de gas no asociado. En una proporción
menor, la Subdirección de Producción Bloques Sur
contribuye con el 7.4 por ciento.
Cuadro 3.8 Clasificación de las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total
mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 1,061.9 757.2 228.2 2,250.9 144.5 945.6 57.3 1,147.4
Marina Noreste 689.3 0.0 0.0 235.9 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 61.0 291.2 106.8 491.3 65.4 518.7 0.0 584.0
Norte 282.4 208.9 8.6 691.5 4.4 426.9 57.3 488.6
Sur 29.2 257.1 112.8 832.2 74.8 0.0 0.0 74.8
2017 Total 1,257.3 673.8 200.8 2,480.5 105.1 712.6 29.3 847.1
Marina Noreste 916.2 0.0 0.0 454.9 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 54.8 218.7 135.8 424.8 50.1 361.7 0.0 411.8
Norte 260.0 260.6 4.1 976.0 20.0 350.5 29.3 399.8
Sur 26.3 194.5 60.9 624.7 35.0 0.4 0.0 35.5
2018 Total 1,267.1 491.4 295.7 2,310.6 548.5 575.2 41.6 1,165.3
Bloques Aguas Someras AS01 927.3 0.0 0.0 446.8 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 58.9 158.0 211.4 534.1 68.7 361.7 0.0 430.4
Bloques Norte 261.5 190.7 30.1 808.1 303.0 213.5 41.6 558.1
Bloques Sur 19.4 142.8 54.2 521.6 176.8 0.0 0.0 176.8
2019 Total 1,204.4 591.2 268.1 1,901.5 1,245.3 615.5 55.4 1,916.2
Bloques Aguas Someras AS01 832.9 81.9 0.0 196.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 80.1 195.3 95.3 424.8 48.6 0.0 0.0 48.6
Bloques Norte 270.3 164.4 134.3 800.3 1,055.1 615.5 55.4 1,726.0
Bloques Sur 21.1 149.7 38.6 480.1 141.6 0.0 0.0 141.6
Estimación al 1 de enero de 2019
36
3.3.2. Reservas probables
Las reservas probables al 1 de enero de 2019 ascien-
den a 6,605.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, cuya distribución regional es mayor en la
Subdirección de Producción Bloques Norte con 46.8
por ciento, seguida de la Subdirección de Producción
Bloques Aguas Someras AS01 con el 36.5 por ciento,
la Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-
ras AS02 con 12.7 por ciento y en menor proporción
la Subdirección de Producción Bloques Sur con 4.0
por ciento. Las reservas probables de petróleo crudo
equivalente están conformadas por 73.1 por ciento de
aceite crudo, 21.6 por ciento al gas seco equivalente
a líquido, los líquidos de planta con 4.9 por ciento y
finalmente el condensado con el 0.3 por ciento. La
evolución de las reservas probables de petróleo cru-
do equivalente y su comportamiento histórico en los
últimos tres años se muestran en la figura 3.8.
Las reservas probables de aceite crudo y gas natural
al 1 de enero de 2019 son 4,831.6 millones de barri-
les y 9,704.7 miles de millones de pies cúbicos. La
Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras
AS01 y la Subdirección de Producción Bloques Norte
contienen 44.9 por ciento y 38.0 por ciento de la re-
serva probable de aceite y una cantidad de 13.7 por
ciento se ubica en la Subdirección de Producción
Bloques Aguas Someras AS02 y el 3.4 por ciento en
la Subdirección de Producción Bloques Sur. Para el
caso de la reserva remanente probable de gas natu-
ral, la mayor concentración se encuentra en la Subdi-
rección de Producción Bloques Norte con 72.0 por
ciento del total, mientras que la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Aguas Someras AS01 integra 13.5
por ciento y la Subdirección de Producción Bloques
Aguas Someras AS02 junto con la Subdirección de
Producción Bloques Sur el 14,5 por ciento de las re-
servas restantes. La evolución de las reservas proba-
bles distribuidas por subdirección y tipo de fluido se
muestra en el cuadro 3.9.
Al 1 de enero de 2019, las reservas probables de
aceite están constituidas por 63.0 por ciento de acei-
te pesado, 27.7 por ciento de aceite ligero y 9.3 por
ciento de aceite superligero. El 61.4 por ciento del
aceite pesado se encuentra en la Subdirección de
Producción Bloques Aguas Someras AS01, 27.9 por
ciento en la Subdirección de Producción Bloques
Norte y 9.5 por ciento en la Subdirección de Produc-
ción Bloques Aguas Someras AS02, el 1.2 por ciento
restante está en la Subdirección de Producción Blo-
ques Sur. La reserva probable de aceite ligero se
encuentra en su mayor cantidad en la Subdirección
Figura 3.8 Evolución de las reservas probables de petróleo crudo equivalente.
mmbpce
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
37
de Producción Bloques Norte con 51.9 por ciento,
mientras que la Subdirección de Producción Bloques
Aguas Someras AS01 contiene 22.6 por ciento, en
tanto que la Subdirección de Producción Bloques
Aguas Someras AS02 contiene 19.9 por ciento y jun-
to con la Subdirección de Producción Bloques Sur
con su 5.6 por ciento, totalizan esta clasificación. Pa-
ra las reservas probables de aceite superligero el
65.3 por ciento se ubican en la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Norte, seguida de la Subdirección
de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con el
23.3 por ciento. La Subdirección de Producción Blo-
ques Sur se concentra el 11.5 por ciento restante.
Al 1 de enero de 2019, las reservas probables de gas
asociado representan 63.1 por ciento del total y las
reservas de gas no asociado 36.9 por ciento. En la
Subdirección de Producción Bloques Norte se en-
cuentra 64.8 por ciento de las reservas probables de
gas asociado. Las reservas probables de gas no aso-
ciado también se ubican en mayor proporción en ya-
cimientos de la Subdirección de Producción Bloques
Norte con 84.3 por ciento, siendo la Subdirección de
Producción Bloques Norte, la que tiene mayor por-
centaje de participación de gas húmedo, y de gas y
condensado. La clasificación de las reservas proba-
bles de aceite y gas se muestra en el cuadro 3.10.
El volumen estimado de las reservas probables de
gas entregado en planta es de 8,208.6 miles de millo-
nes de pies cúbicos, el 74.3 por ciento pertenece a la
Subdirección de Producción Bloques Norte, el 12.1
Cuadro 3.9 Distribución histórica de las reservas probables.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos
de planta Gas seco
equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco
mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 4,801.3 31.7 449.6 1,169.6 6,452.2 8,046.2 7,067.7 6,083.0
Marina Noreste 1,999.9 12.0 38.7 80.5 2,131.2 668.3 515.8 418.5
Marina Suroeste 708.2 11.0 48.8 160.6 928.6 1,213.8 960.3 835.5
Norte 1,842.8 5.6 323.8 864.2 3,036.4 5,692.6 5,165.0 4,494.8
Sur 250.4 3.0 38.2 64.2 355.9 471.5 426.6 334.2
2017 Total 4,980.6 44.8 432.3 1,108.8 6,566.6 7,849.8 6,697.4 5,766.0
Marina Noreste 2,452.7 20.6 100.4 178.8 2,752.5 1,403.1 1,149.5 930.1
Marina Suroeste 759.5 9.5 51.0 181.5 1,001.5 1,432.9 1,062.9 944.0
Norte 1,623.5 13.4 254.0 701.7 2,592.6 4,678.3 4,173.4 3,648.5
Sur 144.9 1.4 26.9 46.8 219.9 335.5 311.6 243.4
2018 Total 4,852.9 31.1 448.5 1,196.5 6,529.1 8,414.6 7,216.1 6,223.1
Bloques Aguas Someras AS01 2,216.1 5.9 93.0 147.3 2,462.3 1,299.7 999.0 766.2
Bloques Aguas Someras AS02 821.8 11.6 66.8 203.5 1,103.8 1,520.2 1,212.3 1,058.6
Bloques Norte 1,669.0 12.5 253.5 782.3 2,717.2 5,152.3 4,591.2 4,068.5
Bloques Sur 146.0 1.2 35.1 63.4 245.7 442.4 413.6 329.7
2019 Total 4,831.6 22.2 322.4 1,429.5 6,605.6 9,704.7 8,208.6 7,434.5
Bloques Aguas Someras AS01 2,171.7 3.9 91.8 145.4 2,412.9 1,306.0 996.0 756.1
Bloques Aguas Someras AS02 660.5 6.9 64.0 104.5 835.8 952.2 693.3 543.4
Bloques Norte 1,835.3 10.1 132.4 1,114.9 3,092.7 6,989.4 6,097.6 5,798.3
Bloques Sur 164.1 1.3 34.1 64.7 264.2 457.1 421.7 336.7
Estimación al 1 de enero de 2019
38
por ciento está en la Subdirección de Producción Blo-
ques Aguas Someras AS01, el 8.4 por ciento en la
Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras
AS02 y el 5.1 por ciento en la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Sur. La distribución a nivel regional
para los 7,434.5 miles de millones de pies cúbicos de
reservas probables de gas seco corresponde al mis-
mo orden de contribución que el mostrado para las
reservas de gas entregado en planta.
3.3.3. Reservas posibles
Al 1 de enero de 2019, las reservas posibles se esti-
maron en 6,836.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. La Subdirección de Producción
Bloques Norte contiene el 52.2 por ciento del total del
sistema de estas reservas, seguida por la Subdirec-
ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01
que posee 27.8 por ciento, la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Aguas Someras AS02 aporta 14.9
por ciento y por último la Subdirección de Producción
Bloques Sur con 5.1 por ciento restante. Las reser-
vas posibles de petróleo crudo equivalente están
compuestas por 75.0 por ciento de aceite crudo, 19.0
por ciento de gas seco equivalente a líquido, 5.5 por
ciento de líquidos de planta y 0.5 por ciento de con-
densado. Su distribución regional y por tipo de fluido
se muestra en el cuadro 3.11.
Las reservas remanentes posibles de aceite crudo y
gas natural para la evaluación del 1 de enero de
2019 se estimaron en los conceptos de aceite crudo
Cuadro 3.10 Clasificación de las reservas probables de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total
mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 2,960.8 1,581.0 259.5 6,780.4 246.7 926.8 92.3 1,265.8
Marina Noreste 1,968.9 31.0 0.0 668.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 192.3 458.0 57.9 670.6 135.5 407.7 0.0 543.2
Norte 760.2 944.4 138.1 5,101.8 25.7 483.3 81.8 590.8
Sur 39.4 147.6 63.4 339.8 85.5 35.7 10.5 131.8
2017 Total 3,379.4 1,383.5 217.8 6,393.3 281.4 1,087.7 87.4 1,456.5
Marina Noreste 2,442.3 10.5 0.0 1,403.1 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 204.7 459.6 95.2 705.8 81.1 646.0 0.0 727.1
Norte 698.3 847.5 77.7 4,065.5 113.3 422.1 77.5 612.8
Sur 34.1 65.8 44.9 218.9 87.0 19.6 9.9 116.6
2018 Total 3,345.1 1,197.1 310.8 6,316.4 823.8 1,177.1 97.3 2,098.2
Bloques Aguas Someras AS01 2,205.6 10.5 0.0 1,299.7 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 252.0 419.4 150.4 792.6 81.6 646.0 0.0 727.6
Bloques Norte 853.7 709.0 106.3 4,059.5 495.0 511.0 86.8 1,092.8
Bloques Sur 33.7 58.3 54.1 164.5 247.3 20.1 10.5 277.9
2019 Total 3,045.8 1,338.3 447.6 6,128.0 2,323.9 1,146.8 106.1 3,576.7
Bloques Aguas Someras AS01 1,869.0 302.7 0.0 1,306.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 290.4 266.1 104.1 663.9 218.4 69.9 0.0 288.3
Bloques Norte 849.0 694.2 292.1 3,972.6 1,863.9 1,057.2 95.7 3,016.8
Bloques Sur 37.4 75.4 51.4 185.5 241.5 19.7 10.4 271.6
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
39
y gas natural de la siguiente forma: 5,127.9 millones
de barriles y 9,093.9 miles de millones de pies cúbi-
cos respectivamente. La Subdirección de Producción
Bloques Norte y la Subdirección de Producción Blo-
ques Aguas Someras AS01 son las que contienen
mayor porcentaje de aceite crudo con 44.9 y 34.7 por
ciento respectivamente, y el 20.4 restante entre la
Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras
AS02 y la Subdirección de Producción Bloques Sur.
En términos de gas natural la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Norte es la de mayor proporción con
74.8 por ciento. Asimismo, para las reservas posibles
de gas entregado en planta de 7,675.3 miles de mi-
llones de pies cúbicos, la Subdirección de Produc-
ción Bloques Norte contiene el volumen más alto al
contabilizar 76.5 por ciento. Lo mismo ocurre para las
reservas posibles de gas seco de 6,763.6 miles de
millones de pies cúbicos, la Subdirección de Produc-
ción Bloques Norte integra 79.2 por ciento, como se
observa en el cuadro 3.11.
En función de su densidad las reservas posibles de
aceite crudo al 1 de enero de 2019 contribuyen con
54.4 por ciento de aceite pesado, 27.3 por ciento de
aceite ligero, y 18.3 por ciento de aceite superligero,
cuadro 3.12. Las mayores reservas posibles de acei-
te pesado se encuentran distribuidas en la Subdirec-
ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01 y
la Subdirección de Producción Bloques Norte con
62.4 y 24.2 por ciento, respectivamente. El aceite
ligero en mayor parte se encuentra en la Subdirec-
ción de Producción Bloques Norte con 68.2 por cien-
Cuadro 3.11 Distribución histórica de las reservas posibles.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos
de planta Gas seco
equivalente Total Gas natural Gas entrega-do en planta Gas seco
mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 4,425.7 30.7 503.2 1,179.1 6,138.9 8,197.8 7,264.7 6,132.5
Marina Noreste 1,433.3 9.5 34.1 70.8 1,547.6 571.7 453.8 368.2
Marina Suroeste 894.2 14.8 98.3 182.4 1,189.7 1,554.9 1,200.0 948.7
Norte 1,729.5 4.4 293.5 798.3 2,825.7 5,191.9 4,759.2 4,151.9
Sur 368.8 2.0 77.4 127.6 575.8 879.3 851.8 663.7
2017 Total 5,363.7 34.7 452.1 1,169.6 7,020.1 8,047.1 7,062.4 6,083.3
Marina Noreste 1,764.5 8.2 38.6 68.8 1,880.0 542.8 442.1 357.7
Marina Suroeste 872.0 20.1 79.5 127.4 1,099.1 1,216.8 842.4 662.8
Norte 2,463.0 5.2 284.0 889.0 3,641.2 5,698.2 5,210.9 4,623.9
Sur 264.3 1.2 49.9 84.4 399.8 589.3 567.0 438.8
2018 Total 5,078.6 21.0 492.7 1,272.8 6,865.1 8,705.3 7,673.5 6,619.8
Bloques Aguas Someras AS01 1,760.7 3.6 37.2 59.0 1,860.6 514.1 399.9 306.7
Bloques Aguas Someras AS02 814.2 9.0 78.9 123.0 1,025.2 1,066.2 811.7 639.6
Bloques Norte 2,272.6 7.0 316.5 984.2 3,580.4 6,403.4 5,761.2 5,118.9
Bloques Sur 231.0 1.3 60.0 106.6 399.0 721.5 700.7 554.5
2019 Total 5,127.9 32.1 376.2 1,300.5 6,836.7 9,093.9 7,675.3 6,763.6
Bloques Aguas Someras AS01 1,781.7 3.2 44.7 70.7 1,900.3 642.0 484.6 367.9
Bloques Aguas Someras AS02 848.8 7.3 62.7 102.2 1,021.0 971.3 677.5 531.5
Bloques Norte 2,301.4 19.6 216.5 1,029.6 3,567.2 6,805.9 5,869.4 5,355.1
Bloques Sur 196.0 1.9 52.4 97.9 348.2 674.7 643.7 509.1
Estimación al 1 de enero de 2019
40
to del total y para el aceite superligero los volúmenes
están distribuidos en la Subdirección de Producción
Bloques Norte con 71.7 por ciento, en la Subdirec-
ción de Producción Bloques Aguas Someras AS02
con 19.3 por ciento y la Subdirección de Producción
Bloques Sur con 9.0 por ciento.
Cuadro 3.12 Clasificación de las reservas posibles de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Gas y condensado Gas húmedo Gas seco Total
mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2016 Total 2,424.6 1,249.4 751.8 6,481.2 1,208.4 405.8 102.4 1,716.6
Marina Noreste 1,423.0 10.3 0.0 571.7 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 221.2 403.2 269.8 737.7 817.2 0.0 0.0 817.2
Norte 698.0 771.4 260.1 4,665.9 33.3 405.8 86.9 526.0
Sur 82.4 64.5 221.9 505.8 357.9 0.0 15.6 373.5
2017 Total 3,088.6 1,344.1 931.1 6,986.1 417.8 497.0 146.1 1,061.0
Marina Noreste 1,756.4 8.1 0.0 542.8 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 231.3 393.9 246.8 882.2 173.0 161.6 0.0 334.6
Norte 1,019.5 878.1 565.3 5,190.6 26.1 335.4 146.1 507.6
Sur 81.3 64.0 119.0 370.6 218.7 0.0 0.0 218.7
2018 Total 2,718.4 1,551.4 808.8 6,654.3 1,367.8 547.2 136.0 2,051.0
Bloques Aguas Someras AS01 1,752.7 8.1 0.0 514.1 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 204.8 466.9 142.5 734.8 169.9 161.6 0.0 331.5
Bloques Norte 692.1 1,023.7 556.8 5,216.1 665.7 385.6 136.0 1,187.3
Bloques Sur 68.8 52.7 109.5 189.3 532.2 0.0 0.0 532.2
2019 Total 2,789.9 1,397.5 940.6 6,483.7 1,974.4 499.2 136.5 2,610.2
Bloques Aguas Someras AS01 1,739.9 41.8 0.0 642.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 308.3 358.7 181.8 645.4 164.3 161.6 0.0 325.9
Bloques Norte 674.5 952.7 674.3 5,050.4 1,281.3 337.6 136.5 1,755.5
Bloques Sur 67.2 44.2 84.6 145.8 528.8 0.0 0.0 528.8
Figura 3.9 Evolución de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente.
mmbpce
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
41
Con respecto a las reservas posibles de gas asocia-
do, estas representan el 71.3 por ciento del total y las
reservas posibles de gas no asociado el otro 28.7 por
ciento, cuadro 3.12. El 77.9 por ciento de las reser-
vas posibles de gas asociado se encuentran en la
Subdirección de Producción Bloques Norte, al igual
que las reservas de gas no asociado, con 67.3 por
ciento. El 12.5 por ciento de las reservas posibles de
gas no asociado se ubican en la Subdirección de
Producción Bloques Aguas Someras AS02. La Sub-
dirección de Producción Bloques Sur aporta el 20.3
por ciento de gas no asociado.
La evolución histórica de las reservas posibles de
petróleo crudo equivalente durante los tres últimos
años y los rubros que generan su variación se pre-
sentan en la figura 3.9. Se registra un decremento
marginal en el valor de las reservas posibles al 1 de
enero de 2019, con respecto al año anterior. Se
entiende este decremento por la combinación de
variables técnicas y económicas, así como de las
revisiones y del resultado de las actividades de
desarrollo de campos que representan un decre-
mento de 28.4 millones de barriles de petróleo cru-
do equivalente.
43
4 4 Descubrimientos
Los resultados de la actividad exploratoria cumplie-
ron de manera sobresaliente con los objetivos que la
empresa ha planteado dentro del marco estratégico
nacional. Durante 2018, la exploración reflejó resulta-
dos tangibles para Petróleos Mexicanos logrando la
incorporación de reservas totales o 3P de 1,169.6
millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de
los cuales 584.5 millones de barriles corresponden a
aceite y 3,058.5 miles de millones de pies cúbicos a
gas. Esta incorporación se concentró en la porción
terrestre, así como en aguas someras y profundas
del Golfo de México.
La estimación y clasificación de los volúmenes y re-
servas originales de hidrocarburos totales descubier-
tos están fundamentados en los lineamientos del
Petroleum Resources Management System (PRMS),
publicado de manera conjunta por la Society of Pe-
troleum Engineers (SPE), el World Petroleum Coun-
cil (WPC), la American Association of Petroleum
Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evalua-
tion Engineers (SPEE), la Society of Exploration
Geophysicists (SEG), la Society of Petrophysicists
and Well Log Analysts (SPWLA) y la European As-
sociation of Geoscientists and Engineers (EAGE). En
particular, para la categoría de reservas probadas se
aplican adicionalmente los criterios de la Securities
and Exchange Commission (SEC) de Estados Uni-
dos de América.
En la porción terrestre destaca la incorporación de
reservas por la delimitación del campo Ixachi, el cual
es productor de gas y condensado en rocas del Cre-
tácico, y el descubrimiento del campo Cibix que fue
productor de aceite volátil y gas seco en rocas del
Terciario. Mientras que, en aguas someras, los des-
cubrimientos con mayores volúmenes fueron los
campos Mulach, el cual contiene aceite negro en are-
nas del Mioceno y el campo Manik NW, que resultó
productor también de aceite negro, pero en rocas del
Jurásico Superior Kimmeridgiano, este último incor-
poró reserva posible en el Cretácico Superior. Final-
mente, en aguas profundas del Norte del Golfo de
México se delimitó con éxito el campo Doctus, el cual
contiene aceite volátil en yacimientos de edad Eo-
ceno Inferior Wilcox.
Del total de la incorporación de reservas 3P por des-
cubrimientos y/o por delimitación en el año 2018, la
mayor cantidad de éxitos se llevaron a cabo en las
Cuencas del Sureste, sin embargo, en la porción
terrestre de la Subdirección de Producción Bloques
Norte, en la Cuenca de Veracruz, se tuvo el principal
éxito volumétrico con el pozo delimitador Ixachi-1DL,
el cual incorporó el 79.3 por ciento del total de reser-
vas de petróleo crudo equivalente de Pemex en
2018. En aguas someras de la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Aguas Someras AS02, se descu-
brieron tres campos con la perforación de los pozos
Mulach-1, Cahua-1, y Manik-101A. La incorporación
de reservas en 3P de los tres pozos perforados en
aguas someras fue del 16.7 por ciento del total Pe-
mex. La Cuenca del Golfo de México Profundo en la
Subdirección de Producción Bloques Norte contribu-
yó con el 2.6 por ciento de la incorporación total, con
la delimitación del campo Doctus mediante la perfo-
Descubrimientos
44
ración del pozo Doctus-1DL. Finalmente, en la por-
ción terrestre de la Subdirección de Producción Blo-
ques Sur se descubrieron los campos Chocol y Cibix
con los pozos exploratorios Chocol-1 y Cibix-1 res-
pectivamente, aportando conjuntamente el 1.4 por
ciento del total. Cabe aclarar que los pozos Cahua-1
y Chocol-1 terminaron en de 2017 mientras que el
pozo Cibix-1 terminó en 2019, sin embargo, los tres
están considerados como incorporación al 1 de
enero de 2019.
Las reservas descubiertas permitirán documentar
proyectos que coadyuven a incrementar la produc-
ción de crudo y gas natural establecida en el Plan de
Negocios de Petróleos Mexicanos.
La información que se presenta en este capítulo ex-
plica el volumen de reservas aportados por los des-
cubrimientos y su composición en las diferentes ca-
tegorías. Asimismo, para cada uno de ellos, se tiene
su respectiva asociación a nivel de cuenca, subdirec-
ción de producción, tipo de yacimiento e hidrocarbu-
ro; con lo cual se podrá observar la estrategia explo-
ratoria orientada durante el año 2018. Al final de este
capítulo se presenta información estadística sobre
volúmenes de reservas incorporados por cuenca y
tipo de hidrocarburo, así como la evolución de la in-
corporación de reservas por actividad exploratoria en
los últimos años.
4.1 Resultados obtenidos
La incorporación de reservas de hidrocarburos en la
categoría 3P por actividad exploratoria y delimitación
durante el 2018, alcanzó 584.5 millones de barriles
de crudo y 3,058.5 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural. Estos volúmenes de reservas incor-
porados se lograron gracias a la actividad explorato-
ria tanto en las porciones terrestres como en aguas
someras y profundas donde se perforaron localiza-
ciones exploratorias y delimitadoras con objetivos de
edad Terciario y Mesozoico.
En el cuadro 4.1 se muestra un resumen agrupado a
nivel de cuenca, campo y pozo exploratorio y/o deli-
mitador, las reservas de aceite y gas natural incorpo-
radas en las categorías probada (1P), probada más
probable (2P) y probada más probable más posible
Cuadro 4.1 Reservas de hidrocarburos de los yacimientos incorporados en 2018.
1P 2P 3P
Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE
Cuenca Campo Pozo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmbpce
Total 132.4 804.7 363.9 2,333.1 584.5 3,058.5 1,169.6
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9
Doctus Doctus-1DL 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9
Sureste 22.1 18.9 71.8 182.6 171.6 224.1 212.2
Cahua Cahua-1 0.0 0.0 11.5 131.9 11.5 131.9 36.1
Chocol Chocol-1 4.5 3.7 5.9 4.8 6.2 5.0 7.4
Cibix Cibix-1 3.6 6.9 6.8 13.0 6.8 13.0 9.1
Manik NW Manik-101A 2.1 2.8 17.0 21.0 47.2 35.4 53.2
Mulach Mulach-1 12.0 5.5 30.6 11.9 100.0 38.8 106.5
Veracruz 110.2 785.9 292.0 2,150.4 392.9 2,780.4 927.5
Ixachi Ixachi-1DL 110.2 785.9 292.0 2,150.4 392.9 2,780.4 927.5
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
45
(3P), esta última también se indica en términos de
petróleo crudo equivalente.
La incorporación de reservas se obtuvo con los des-
cubrimientos y/o la delimitación de los campos en las
porciones terrestres de la Subdirección de Produc-
ción Bloques Norte con el campo Ixachi, y en la Sub-
dirección de Producción Bloques Sur con los campos
Chocol y Cibix. En batimetrías de aguas someras de
la Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-
ras AS02 con los campos Mulach, Cahua, y Manik
NW. Finalmente, en batimetrías de aguas profundas
de la Subdirección de Producción Bloques Norte con
la delimitación del campo Doctus.
Cuadro 4.3 Clasificación de las reservas de aceite y gas natural incorporadas en 2018.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Gas y
condensado Gas húmedo Gas seco Total
Reserva mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
1P Total 0.0 22.1 110.2 18.9 785.9 0.0 0.0 785.9
Bloques Aguas Someras AS01 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 0.0 14.0 0.0 8.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Norte 0.0 0.0 110.2 0.0 785.9 0.0 0.0 785.9
Bloques Sur 0.0 8.1 0.0 10.5 0.0 0.0 0.0 0.0
2P Total 18.2 47.9 297.8 54.0 2,279.1 0.0 0.0 2,279.1
Bloques Aguas Someras AS01 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 18.2 35.2 5.7 36.2 128.7 0.0 0.0 128.7
Bloques Norte 0.0 0.0 292.0 0.0 2,150.4 0.0 0.0 2,150.4
Bloques Sur 0.0 12.7 0.0 17.8 0.0 0.0 0.0 0.0
3P Total 76.3 89.6 418.6 149.4 2,909.1 0.0 0.0 2,909.1
Bloques Aguas Someras AS01 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Bloques Aguas Someras AS02 76.3 76.6 5.7 77.4 128.7 0.0 0.0 128.7
Bloques Norte 0.0 0.0 412.8 53.9 2,780.4 0.0 0.0 2,780.4
Bloques Sur 0.0 13.0 0.0 18.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Cuadro 4.2 Distribución de las reservas de hidrocarburos incorporadas en 2018.
1P 2P 3P
Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE
Cuenca mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmbpce
Total 132.4 804.7 363.9 2,333.1 584.5 3,058.5 1,169.6
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9
Bloques Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9
Sureste 22.1 18.9 71.8 182.6 171.6 224.1 212.2
Bloques Aguas Someras AS02 14.0 8.3 59.1 164.8 158.7 206.1 195.7
Bloques Sur 8.1 10.5 12.7 17.8 13.0 18.0 16.5
Veracruz 110.2 785.9 292.0 2,150.4 392.9 2,780.4 927.5
Bloques Norte 110.2 785.9 292.0 2,150.4 392.9 2,780.4 927.5
Descubrimientos
46
El cuadro 4.2 describe las reservas incorporadas de
aceite y gas natural en sus categorías 1P, 2P y 3P,
esta última expresada también en petróleo crudo
equivalente, agrupándolas a nivel de cuenca y subdi-
rección; en tanto que, en el cuadro 4.3 se presentan
también las reservas descubiertas de aceite, y gas
natural en las categorías 1P, 2P y 3P agrupadas por
subdirección, pero ahora se muestran por el tipo de
hidrocarburo asociado.
4.2 Descubrimientos marinos
Los trabajos exploratorios realizados durante el año
2018 obtuvieron cuatro resultados exitosos en la in-
corporación de reservas en aguas someras y profun-
das del Golfo de México.
En aguas someras, al borde de la provincia geológica
Pilar de Akal y en la Cuenca Salina del Istmo, se des-
cubrieron los campos Mulach, Manik NW y Cahua
mediante la perforación de los pozos exploratorios
Mulach-1, Manik-101A y Cahua-1, respectivamente.
Las reservas totales incorporadas por estos pozos
alcanzaron 195.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente en yacimientos principalmente de
aceite negro, y de gas y condensado.
En aguas profundas, en las provincias geológicas
Cinturón Plegado Subsalino y Cinturón Plegado Per-
dido, se delimitó el campo Doctus de aceite superli-
gero mediante la perforación del pozo Doctus-1DL.
Con este pozo se incorporó una reserva total de 29.9
millones de petróleo crudo equivalente.
A continuación, se presenta una descripción de los
aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de
ingeniería, de dos de los campos marinos descubier-
tos en el año 2018.
Figura 4.1 Ubicación del pozo exploratorio Mulach-1 en el campo Mulach.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
47
Campo Mulach (pozo Mulach-1)
El pozo exploratorio Mulach-1 se ubica en aguas te-
rritoriales del Golfo de México, ubicado frente a las
costas del estado de Tabasco a 17 Kilómetros al No-
roeste de la Terminal Marítima de Dos Bocas, en las
asignaciones exploratorias AE-0051-5M-Mezcalapa-
01 y AE-0055-4M-Mezcalapa-05, figura 4.1.
Geología estructural
El campo Mulach pertenece a la porción marina de
las Cuencas del Sureste, sobre la Plataforma Conti-
nental, dentro de la provincia geológica Cinturón Ple-
gado Akal y al Oriente de la Cuenca de Pescadores.
Estratigrafía
La columna estratigráfica del pozo Mulach-1 com-
prende rocas sedimentarias que van en edad desde
el Reciente-Pleistoceno al Mioceno Medio. Las rela-
ciones estratigráficas se presentaron de manera con-
cordante. El sistema sedimentario pertenece a un
complejo de abanicos y canales depositados en un
ambiente batial superior.
Roca almacén
La roca almacén de edad Mioceno corresponde a
areniscas de grano fino y medio, compuesta de cuar-
zo, fragmentos de roca, feldespato potásico, cemen-
tante calcáreo y matriz arcillosa, regularmente clasifi-
cada, con granos subangulosos a subredondeados,
con porosidad de tipo intergranular, lo que le otorga
una buena calidad a la roca almacén.
Trampa
La trampa es de tipo combinada con fuerte compo-
nente estructural, cierre en tres direcciones, y está
Figura 4.2 Configuración estructural de la cima del yacimiento cuatro del campo Mulach.
Descubrimientos
48
limitada hacia el Norte por un sistema de fallas norma-
les asociadas al colapso de un diapiro preexistente,
figura 4.2. El sistema extensional, yuxtapone sedimen-
tos predominantemente arcillosos con las arenas de
los yacimientos funcionando como sello, permitiendo y
favoreciendo el entrampamiento de hidrocarburos.
Sello
Para los yacimientos del Mioceno, el sello superior lo
constituyen los sedimentos terrígenos arcillosos de la
misma edad, constituido por lutitas y limolitas interca-
ladas con la roca almacén.
Yacimiento
En el campo Mulach se identificaron cuatro yacimien-
tos de edad Mioceno Superior que están constituido
de areniscas de grano fino y medio, compuestas de
cuarzo, fragmentos de roca, feldespato potásico, ce-
mentante calcáreo y matriz arcillosa, regularmente
clasificada, con granos subangulosos a subredon-
deados, con porosidad de tipo intergranular. Se reali-
zó una prueba de presión-producción para determi-
nar el potencial productivo de la formación en el inter-
valo 3,323-3,347 metros, por estrangulador fijo de 5/8
pulgadas, se obtuvo un gasto medido de aceite de
5,926 barriles por día, gasto de gas de 2 millones de
pies cúbicos diarios, relación gas-aceite de 60 metros
cúbicos por metro cúbico y se determinó por análisis
PVT un aceite de 27.5 grados API. En la figura 4.3 se
muestra el modelo petrofísico con la ubicación del
yacimiento descubierto por el pozo Mulach-1.
Reservas
Los volúmenes originales de hidrocarburos del
campo Mulach en su categoría 1P son de 58.7 mi-
Figura 4.3 Modelo petrofísico de los cuatro yacimientos del pozo Mulach-1.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
49
llones de barriles de crudo y de 26.0 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas, para la categoría 2P
son de 165.8 millones de barriles de crudo y 63.2
miles de millones de pies cúbicos de gas natural,
finalmente para la categoría 3P son de 533.4 millo-
nes de barriles de crudo y 203.6 miles de millones
de pies cúbicos de gas.
Las reservas originales de hidrocarburos 1P son de
12.0 millones de barriles en aceite y 5.5 miles de mi-
llones de pies cúbicos de gas, para la categoría 2P
se estimaron 30.6 millones de barriles en aceite y
11.9 miles de millones de pies cúbicos de gas, para
3P se tienen 100.0 millones de barriles de crudo y
38.8 miles de millones de pies cúbicos de gas. En
términos de petróleo crudo equivalente las reservas
1P, 2P y 3P ascienden a 12.9, 32.6 y 106.5 millones
de barriles, respectivamente.
Campo Manik NW (pozo Manik-101A)
El pozo exploratorio Manik-101A es productor de
aceite de 32.5 grados API, se ubica en aguas territo-
riales del Golfo de México a 102 kilómetros al No-
roeste de Ciudad del Carmen, Campeche; en la asig-
nación exploratoria AE-0020-2M-Okom-03, figura 4.4.
Geología estructural
El marco geológico regional está definido por las
provincias geológicas sobre las cuales se llevaron a
cabo diferentes eventos tectónicos relacionados
con la distensión del Golfo de México. El campo
Manik NW se localiza en la porción denominada
Pilar de Akal, limitado en sus flancos Noroeste y
Sureste por las cuencas de Comalcalco Marino y
Terciaria de Macuspana. La estructura del campo a
Figura 4.4 Ubicación del pozo exploratorio Manik-101A en el campo Manik NW.
Descubrimientos
50
la cima de los yacimientos fue desarrollada por dia-
pirismo salino que dio lugar al bloque expulsado
durante la etapa de compresión regional conocido
como Evento Chiapaneco.
Estratigrafía
La columna estratigráfica del pozo Manik-101A com-
prende rocas sedimentarias que van en edad desde
el Reciente-Pleistoceno al Jurásico Superior Kimme-
ridgiano. Las relaciones estratigráficas presentaron
dos discordancias a nivel terciario, mostrando rocas
del Reciente-Pleistoceno en contacto con rocas del
Plioceno Medio, y rocas del Mioceno Inferior en con-
tacto con rocas del Oligoceno Medio. A nivel Meso-
zoico, la columna se presenta de manera concordan-
te, donde las rocas del Cretácico se depositaron en
un ambiente de cuenca y durante el Jurásico Supe-
rior Kimmeridgiano (temprano) fueron depositadas en
un ambiente de rampa interna de alta a baja energía.
Roca almacén
La roca almacén de edad Cretácico Superior corres-
ponde una brecha sedimentaria constituida por frag-
mentos de packstone y grainstone de bioclastos, en
partes dolomitizada y recristalizada, con porosidad
intergranular, intercristalina, por disolución y en mi-
crofracturas, lo que le confiere buena calidad de roca
almacén.
Para el yacimiento del Jurásico Superior Kimmerid-
giano, la roca almacén está constituida por packsto-
ne-grainstone de pelloides y ooides, parcialmente
dolomitizado, con porosidad intercristalina y en frac-
turas, intercalado con mudstone parcialmente recris-
Figura 4.5 Configuración estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano del campo Manik NW.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
51
talizado, con porosidad en microfracturas lo que otor-
ga buena calidad de roca almacén.
Trampa
La configuración estructural del yacimiento Brecha
Cretácico Superior, está representada por un anticli-
nal conformado por un bloque expulsado que está
limitado por fallas inversas con rumbo Noroeste-
Sureste que actúan como cierre de la estructura al
Noreste y Suroeste, mientras que al Sureste tiene
cierre contra sal y al Noroeste cierra con la cota
3,980 metros verticales bajo el nivel del mar. Con
estos límites las dimensiones aproximadas del yaci-
miento son de 4.6 kilómetros de largo por 1.9 kiló-
metros de ancho.
La configuración estructural del yacimiento Jurásico
Superior Kimmeridgiano, figura 4.5, representa un
anticlinal limitado por fallas inversas con dirección
Noroeste-Sureste las que definen el cierre en la mis-
ma dirección, mientras que al Noroeste tiene cierre
estructural a la cota de 4,400 metros verticales bajo
el nivel del mar, y hacia el Sureste contra sal, consi-
derando que se determinó un contacto agua-aceite
a 4,371 metros verticales bajo el nivel del mar, se
estimó que las dimensiones aproximadas de este
yacimiento son 3.4 kilómetros de largo por 1.3 kiló-
metros de ancho.
Sello
Para el yacimiento Cretácico Superior, el sello su-
perior lo constituyen los sedimentos terrígenos del
Paleoceno Inferior y para la formación Jurásico Su-
perior Kimmeridgiano está constituido por los sedi-
mentos arcillosos y bituminosos del Jurásico Supe-
rior Tithoniano.
Figura 4.6 Modelo petrofísico a nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano del pozo Manik-101A.
Descubrimientos
52
Yacimiento
El campo Manik NW cuenta con 2 yacimientos, uno
a nivel Brecha Terciaria del Paleoceno-Cretácico
Superior y el otro en el Jurásico Superior Kimmerid-
giano. El yacimiento del Jurásico Superior Kimme-
ridgiano está constituida por packstone-grainstone
de pelloides y ooides, parcialmente dolomitizado,
con porosidad intercristalina y en fracturas, interca-
lado con mudstone parcialmente recristalizado, con
porosidad en microfracturas. Se realizó una prueba
de presión-producción en el yacimiento Jurásico
Superior Kimmeridgiano para determinar el poten-
cial productivo de la formación en el intervalo 4,180-
4,250 metros desarrollados, por estrangulador fijo
de 1/2 pulgada, se obtuvo un gasto medido de acei-
te de 1,309 barriles por día, el gasto de gas fue de
1.279 millones de pies cúbicos diarios, la relación
gas-aceite de 174 m3/m3 y mediante una ecuación
de estado se determinó la densidad del aceite de
32.5 grados API. En la figura 4.6 se muestra el mo-
delo petrofísico con la ubicación del yacimiento des-
cubierto por el pozo Manik-101A a nivel Jurásico
Superior Kimmeridgiano.
El yacimiento a nivel Brecha Terciaria del Paleoceno
-Cretácico es una brecha sedimentaria constituida
por fragmentos de packstone y grainstone de bio-
clastos, en partes dolomitizada y recristalizada, con
porosidad intergranular, intercristalina, por disolución
y en microfracturas. A nivel Cretácico no se realizó
prueba de presión producción, sin embargo, con los
resultados del modelo petrofísico y su similitud con
los pozos en desarrollo del bloque donde se ubican
los pozos Manik-1, Manik-12, Manik-15 y Manik-5 se
considera este como yacimiento análogo; para ca-
racterizar los fluidos se tomó el PVT representativo
del yacimiento (Manik-12), el cual produce aceite de
21.6 grados API.
Reservas
El volumen original del campo Manik NW en su cate-
goría 1P es de 6.7 millones de barriles de crudo y
9.1 miles de millones de pies cúbicos de gas, en 2P
es de 62.9 millones de barriles de crudo y 85.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas, en 3P es de
225.7 millones de barriles de crudo y 154.2 miles de
millones de pies cúbicos de gas. Las reservas origi-
nales de hidrocarburos 1P son de 2.1 millones de
barriles en aceite y 2.8 miles de millones de pies
cúbicos de gas, para la categoría 2P son de 17.0
millones de barriles en aceite y 21.0 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas y para la categoría 3P
son de 47.2 millones de barriles en aceite y 35.4
miles de millones de pies cúbicos de gas. En térmi-
nos de petróleo crudo equivalente las reservas 1P,
2P y 3P ascienden a 2.6, 20.6 y 53.2 millones de
barriles, respectivamente.
4.3 Descubrimientos terrestres
Aunque la mayoría de los descubrimientos del año
2018 se realizaron en la porción marina, en aguas
someras del Sur y en aguas profundas del Norte del
Golfo de México, los tres descubrimientos terrestres
realizados en las cuencas de Veracruz y del Sureste,
contribuyeron con el 80.7 por ciento del volumen total
de reserva incorporada. Dicha incorporación se llevó
a cabo con la perforación del pozo Ixachi-1DL, y de
los pozos Cibix-1 y Chocol-1 los cuales incorporaron
reservas en 3P por 944.0 millones de barriles de pe-
tróleo crudo equivalente en yacimientos de aceite
negro, aceite volátil y de gas y condensado.
A continuación, se presenta una descripción de los
aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de
ingeniería de dos de los campos terrestres con sus
yacimientos descubiertos en el año 2018.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
53
Campo Ixachi (pozo Ixachi-1DL)
El pozo delimitador Ixachi-1DL se ubica en la porción
Norte-Centro del estado de Veracruz, cerca del po-
blado Tierra Blanca; se localiza en la porción Sur de
la asignación AE-0032-2M-Joachín-02 aunque el
campo también cubre la porción Norte de la asigna-
ción AE-0028-2M-Cotaxtla-01, figura 4.7.
Geología estructural
Se ubica en el borde autóctono de la Plataforma de
Córdoba, por debajo del Frente Tectónico Sepultado.
Se caracteriza regionalmente por una serie de fallas
inversas y pliegues asociados que subyacen a una
secuencia de terrígenos con una pendiente suave al
Este, que constituyen el flanco Occidental de la
Cuenca Terciaria de Veracruz.
La estructura en la cual se perforó el pozo Ixachi-
1DL es un anticlinal cuyo eje principal tiene una
dirección Noroeste-Sureste, con cierre estructural
por echado en sus cuatro flancos. Corresponde a
una trampa representada por un montículo asocia-
do a un crecimiento arrecifal desarrollado durante
el Cretácico Medio, en el borde Oriental de la Pla-
taforma de Córdoba, bordeado por bajos estructu-
rales localizados en los flancos de la estructura,
figura 4.8.
Estratigrafía
El pozo Ixachi-1DL perforó una columna estratigráfi-
ca constituida por rocas sedimentarias, abarcando un
rango de edades desde Plioceno-Pleistoceno hasta
el Cretácico Medio, identificando en este último nivel
a la roca almacén.
Figura 4.7 Ubicación del pozo delimitador Ixachi-1DL en el campo Ixachi.
Descubrimientos
54
Roca almacén
Está representada por rocas carbonatadas de edad
Cretácico Medio con facies postarrecifales deposita-
das sobre la plataforma autóctona, representadas por
packstone a grainstone de bioclastos con impregna-
ción de hidrocarburos en porosidad intrafosilar, inter-
cristalina e intergranular; brechas con clastos de pa-
ckstone a grainstone de bioclastos; así como, muds-
tone-wackestone de foraminíferos bentónicos con
impregnación de hidrocarburos en porosidad inter-
cristalina e intrafosilar.
La porosidad es de tipo vugular/disolución, inter-
granular, intrafosilar e intercristalina, presentando
una porosidad efectiva promedio de 5.5 a 7.6 por
ciento.
Trampa
La trampa es de tipo combinada con cierre estructu-
ral natural por sus cuatro flancos, presenta una lon-
gitud en su eje principal de 18.0 kilómetros orienta-
do Noroeste-Sureste y un ancho promedio de 4.2
kilómetros.
Sello
El sello superior está constituido por un paquete de
lutitas del Paleógeno con un espesor aproximado de
2,000 metros. El sello lateral lo constituye el cierre
natural de la estructura y la yuxtaposición con los
sedimentos terrígenos del Paleógeno.
Yacimiento
En el pozo Ixachi-1DL se efectuó una prueba de
presión producción para comprobar la continuidad
del yacimiento, se evaluó el intervalo: 6,632-6,668
metros desarrollados, disparado en la TR de 7 pul-
gadas, quedando como resultado productor de gas
y condensado, obteniendo un gasto máximo de
3,065 barriles por día, con una densidad de aceite
de 42 grados API y un gasto de gas de 28 millones
de pies cúbicos diarios, con una relación gas-aceite
de 1,629 metros cúbicos sobre metros cúbicos, una
presión en la tubería de producción de 8,134 libras
por pulgada cuadrada por estrangulador de 1/2 pul-
gada. En la figura 4.9. se muestra el modelo petrofí-
sico con la ubicación del yacimiento atravesado por
el pozo Ixachi-1DL.
Figura 4.8 Sección sísmica en profundidad mostrando el contexto estructural del campo Ixachi.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
55
Reservas
El volumen original incorporado con la perforación
del pozo Ixachi-1DL para la 1P es de 478.6 millones
de barriles de aceite y 3,773.7 miles de millones de
pies cúbicos de gas, para la 2P es de 662.6 millones
de barriles de aceite y 5,053.3 miles de millones de
pies cúbicos de gas y finalmente para la 3P es de
693.8 millones de barriles de condensado y 4,931.4
miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reser-
vas originales de hidrocarburos 1P incorporadas con
los resultados de la perforación del pozo Ixachi-1DL
son de 110.2 millones de barriles en aceite y 785.9
miles de millones de pies cúbicos de gas, para la 2P
se estimaron 292.0 millones de barriles en aceite y
2,150.4 miles de millones de pies cúbicos de gas,
finalmente para la 3P se estimaron 392.9 millones de
barriles en aceite y 2,780.4 miles de millones de pies
cúbicos de gas. En términos de petróleo crudo equi-
valente las reservas 1P, 2P y 3P ascienden a 261.3,
705.5 y a 927.5 millones de barriles respectivamente.
Campo Cibix (pozo Cibix-1)
El campo Cibix, se ubica en el municipio de Jalpa de
Méndez, Tabasco, a 14.76 kilómetros de la ciudad de
Comalcalco y a 30.12 kilómetros de la ciudad de Vi-
llahermosa, dentro del polígono de la asignación AE-
0056-2M-Mezcalapa-06, figura 4.10.
Geología estructural
El pozo exploratorio Cibix-1 se perforó en la sub-
cuenca geológica de Comalcalco, perteneciente a la
provincia petrolera Cuencas Terciarias del Sureste la
cual se caracteriza por ser una depresión Terciaria
Figura 4.9. Modelo petrofísico del pozo Ixachi-1DL.
Descubrimientos
56
delimitada por un sistema de fallas lístricas regiona-
les orientadas Nor-Noreste-Sur-Suroeste. Su origen
está ligado a un sistema gravitacional (extensión-
compresión), donde se depositaron espesores poten-
tes de sedimentos acumulados sintectónicamente.
En la sección sísmica de la figura 4.11. se observa la
relación y distribución de las arenas productoras aso-
ciadas a reflectores sísmicos, modelo estructural,
dimensiones y configuración estructural de la cima de
la arena probada.
Estratigrafía
El pozo Cibix-1 se terminó a la profundidad total de
3,960 metros desarrollados (3,263 metros verticaliza-
dos), perforó una columna estratigráfica conformada
por sedimentos del Neógeno, siendo productor de
aceite y gas en rocas del Mioceno Superior. El pa-
trón grano-creciente exhibido en la respuesta del
registro de Rayos Gama, sustenta una facie de Fren-
te Deltaico, el cual corresponde con el mapa de fa-
cies regional para el Mioceno Superior. La arena del
yacimiento MS-1, corresponde a una sub-facie de
barras de desembocadura perteneciente a un am-
biente de planicie costera.
Roca almacén
El yacimiento Mioceno Superior está constituido por
una secuencia de areniscas de grano fino a medio
subanguloso a subredondeado, como componentes
contiene: feldespatos, plagioclasas, cuarzo y frag-
mentos de roca volcánica. Se observa una porosidad
de 25 por ciento de tipo intergranular.
Trampa
Las diversas arenas productoras del pozo Cibix-1
son de edad Mioceno Superior, depositadas en siste-
mas de canales y barras de desembocadura; presen-
tan cierre contra diversas fallas normales, con direc-
Figura 4.10 Ubicación del pozo exploratorio Cibix-1 en el campo Cibix.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
57
ción preferencial Noreste-Suroeste y buzan al No-
roeste. El yacimiento en la arena denominada MS-1
es una trampa de tipo combinada, con una fuerte
componente estratigráfica, y muestra un cierre es-
tructural hacia el Noroeste y Sureste por fallamiento
normal, mientras que hacia la porción Noreste y Sur-
oeste el cierre es natural por buzamiento de capas.
Sello
El sello superior está constituido por una potente al-
ternancia de lutitas, con espesores de hasta 100 me-
tros, los sellos laterales son producto de cambio de
facies.
Yacimiento
El campo Cibix cuenta con 18 yacimientos de edad
Mioceno Superior, los cuales están constituidos por
una secuencia de areniscas de grano fino a medio
que va de subanguloso a subredondeado. La conec-
tividad entre poros es buena y presenta impregna-
ción de aceite.
Se realizaron pruebas de presión-producción para
determinar el potencial productivo, en las cuales se
evaluaron los intervalos: 3,500-3,516 metros desarro-
llados (MS-1), 3,256-3,262 metros desarrollados (MS
-2), 2,986-2,995 metros desarrollados (MS-4), 2,932-
2,940 metros desarrollados (MS-5) y 2,696-2,705
metros desarrollados (MS-7). Resultando productor
de aceite y gas con un gasto máximo de aceite de
3,638 barriles por día y un gasto de gas de 8.61 mi-
llones de pies cúbicos diarios, con una relación gas-
aceite de 422 metros cúbicos por metros cúbicos,
una presión en la tubería de producción de 1,430
libras por pulgada cuadrada por un estrangulador de
3/4 pulgada y un aceite de 37 grados API. La figura
4.12 muestra el modelo petrofísico con la ubicación
de los yacimientos descubiertos por el pozo Cibix-1.
Figura 4.11 Sección sísmica con dirección Noroeste-Sureste sobre la trayectoria del pozo Cibix-1. El horizonte corresponde al yacimiento MS-1.
Descubrimientos
58
Reservas
El volumen original del campo Cibix es de 119.9 mi-
llones de barriles de crudo y 86.0 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural. Las reservas estima-
das de aceite y gas natural 1P son de 3.6 millones de
barriles y 6.9 miles de millones de pies cúbicos res-
pectivamente, para la categoría 2P al igual que la 3P
en aceite se tienen 6.8 millones de barriles y 13.0
miles de millones de pies cúbicos de gas. En térmi-
nos de petróleo crudo equivalente las reservas 1P y
2P igual a 3P ascienden a 4.8 y a 9.1 millones de
barriles, respectivamente.
4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos
La incorporación de reservas nuevas es el resultado
del esfuerzo que Pemex Exploración y Producción
realiza año con año en sus proyectos de evaluación
del potencial, de incorporación de reservas y de de-
limitación de los campos ya descubiertos. La ejecu-
ción de cada una de estas componentes es estraté-
gica para el resultado del éxito exploratorio. La
Cuenca de Veracruz fue la del mayor aporte de vo-
lúmenes nuevos en rocas almacenadoras del Cretá-
cico. Sin embargo, también hubo incorporación en el
resto de las cuencas en los yacimientos de Terciario
y Jurásico.
En el cuadro 4.4 se presentan los volúmenes de re-
servas descubiertos en las categorías 1P, 2P y 3P en
el periodo 2015 a 2018 agrupados por cuenca tanto
para aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente.
Estos valores corresponden a las reservas incorpora-
das en cada uno de estos años y que se reportan al
primero de enero del año siguiente.
Figura 4.12 Modelo petrofísico del pozo Cibix-1.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
59
Durante 2018, la incorporación de reservas 3P obte-
nida por descubrimientos y delimitación fue de
1,169.6 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente que, en relación con la cifra alcanzada en el
año 2017, presenta un decremento de apenas el 2
por ciento. Con ello, las reservas totales incorpora-
das en 2018 se mantuvieron en un nivel alto por se-
gundo año consecutivo debido a la delimitación de
los campos Ixachi y Doctus, así como al descubri-
miento de los campos Mulach, Manik NW, Cahua,
Chocol y Cibix.
La incorporación más destacada se logró en la por-
ción terrestre de la Cuenca de Veracruz, a través del
pozo Ixachi-1DL, el cual con 927.5 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente contribuyó con el
Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertos en el periodo 2015-2018.
1P 2P 3P
Aceite Gas natural PCE Aceite Gas natural PCE Aceite Gas natural PCE
Año Cuenca mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce
2015 Total 103.8 80.7 119.8 318.1 219.2 360.1 562.9 433.0 651.3
Sureste 103.8 80.7 119.8 318.1 219.2 360.1 562.9 433.0 651.3
2016 Total 43.9 78.8 57.1 118.2 267.2 164.8 473.5 1,136.4 684.0
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 207.3 471.4 300.6
Sureste 43.9 78.8 57.1 118.2 267.2 164.8 266.2 665.0 383.4
2017 Total 141.8 578.5 246.5 328.8 1,198.4 544.4 679.8 2,671.8 1,194.0
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 141.7 246.5 191.7
Sureste 109.9 207.4 148.6 263.2 436.6 343.3 418.9 1,035.3 636.0
Veracruz 31.9 371.1 97.9 65.6 761.8 201.1 119.2 1,389.9 366.3
2018 Total 132.4 804.7 286.9 363.9 2,333.1 810.9 584.5 3,058.5 1,169.6
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 19.9 53.9 29.9
Sureste 22.1 18.9 25.6 71.8 182.6 105.4 171.6 224.1 212.2
Veracruz 110.2 785.9 261.3 292.0 2,150.4 705.5 392.9 2,780.4 927.5
Figura 4.13 Trayectoria de la incorporación de reservas de petróleo crudo equivalente.
mmbpce
119.8 57.1246.5 286.9
240.4
107.7
297.9
524.0291.2
519.2
649.5
358.7
2015 2016 2017 2018
1,169.6
651.3 684.0
1,194.0
Posible
Probable
Probada
Descubrimientos
60
79.3 por ciento de la incorporación total 3P. Seguido
por la parte marina en tirantes de agua someros de
las Cuencas del Sureste, con la perforación de los
pozos Mulach-1, Manik-101A y Cahua-1 los cuales
contribuyeron con 195.7 millones de barriles de pe-
tróleo crudo equivalente en reserva 3P, lo que repre-
senta un 16.7 por ciento del total incorporado. En
aguas profundas de la Cuenca del Golfo de México
Profundo se logró una incorporación de 29.9 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente en reserva
3P con la perforación del pozo Doctus-1DL aportan-
do el 2.6 por ciento. Finalmente, las Cuencas del
Sureste, en su porción terrestre, aportaron el 1.4 por
ciento del total de la incorporación con la perforación
de los pozos Cibix-1 y Chocol-1.
En lo que se refiere al tipo de hidrocarburo que con-
tienen los yacimientos, las reservas de aceite 3P in-
corporadas totalizan 584.5 millones de barriles, lo que
significa un decremento del 14.0 por ciento en rela-
ción con el año 2017. De este aceite, el 13.1 por cien-
to corresponde a aceite pesado, 15.3 por ciento de
aceite ligero y 71.6 por ciento de aceite superligero.
En relación con las reservas 3P de gas natural, los
descubrimientos realizados son muy importantes, ya
que se tuvo un incremento de 14.5 por ciento con
respecto al año anterior, al aumentar de 2,671.8 a
3,058.5 miles de millones de pies cúbicos. Del total
de estas reservas de gas, el 4.9 por ciento corres-
ponde a gas asociado, mientras el restante 95.1 por
ciento a la componente del gas natural no asociado.
La figura 4.13 muestra la trayectoria de la incorpora-
ción de reservas descubiertas durante el periodo
2015 a 2018.
61
5 5 Distribución de las reservas de hidrocarburos
Con el objetivo de sustentar las reservas remanentes
al 1 enero de 2019, las cuales son afectadas por la
incorporación, revisiones, desarrollos, migraciones
de campos y evidentemente por la producción regis-
trada durante 2018, este capítulo muestra las varia-
ciones de las reservas ocurridas durante el año 2018
en las categorías probada, probable y posible, en un
contexto a nivel subdirección de producción y activo
de producción.
Los descubrimientos y delimitaciones incorporan re-
servas como resultado de la actividad exploratoria.
Por otra parte, la variación de reservas puede resul-
tar con incrementos o reducciones a la misma, atri-
buibles al análisis del comportamiento presión-
producción de los campos, tomando como referencia
su historia productiva o las actualizaciones realizadas
a los modelos estáticos de yacimientos debido a la
disponibilidad de información nueva. El concepto de
desarrollos está ligado a las variaciones en las reser-
vas que tienen lugar por los resultados obtenidos por
la perforación y terminación de pozos de desarrollo,
por lo que pueden presentarse incrementos o decre-
mentos en las reservas de hidrocarburos. Por último,
las producciones anuales de aceite y gas natural son
elementos que inciden de manera directa sobre las
estimaciones de las reservas probadas, ya que se
consideran los volúmenes propiamente explotados.
Las variaciones de reservas se desglosan en aceite,
gas natural y petróleo crudo equivalente. El aceite se
clasifica en pesado, ligero y superligero; y el gas na-
tural se desglosa en gas asociado y no asociado.
Aun cuando en el capítulo 4 se han documentado las
actividades exploratorias, es necesario volver a men-
cionarlas porque forman parte del balance que deter-
mina la variación del 1 de enero de 2018 al 1 de
enero de 2019.
Como en años anteriores, las evaluaciones de reser-
vas de hidrocarburos son realizadas por los especia-
listas de Pemex, las cuales son revisadas y certifica-
das por compañías de prestigio internacional, se eje-
cutan con estricto apego a normas internacionales,
utilizando para el caso de las reservas probadas las
regulaciones emitidas por la Securities and Exchange
Commission (SEC) de Estados Unidos de América,
mientras que para las reservas probables y posibles,
las evaluaciones se realizan tomando como referen-
cia los lineamientos del Petroleum Resources Mana-
gement System (PRMS) emitidos por la Society of
Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum
Council (WPC), la American Association of Petroleum
Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evalua-
tion Engineers (SPEE), la Society of Exploration Geo-
physicists (SEG), la Society of Petrophysicists and
Well Log Analysts (SPWLA) y la European Associa-
tion of Geoscientists and Engineers (EAGE).
5.1 Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS01
La Subdirección de Producción Bloques Aguas So-
meras AS01 (SPBAS01) se ubica en la porción del
mar territorial del Golfo de México, frente a las costas
del Sureste de la República Mexicana, los campos
Distribución de las reservas
62
que administra esta subdirección se distribuyen en
16 asignaciones de extracción y un área contractual.
La SPBAS01 se constituye por dos activos integrales
de producción: Bloque AS01-01 y Bloque AS01-02;
los cuales tienen dentro de sus actividades la respon-
sabilidad de planear, programar y llevar a cabo la
explotación de los yacimientos, así como realizar la
incorporación y reclasificación de reservas, delimita-
ción de yacimientos y desarrollo de los campos bajo
su responsabilidad.
Con base en lo considerado en el Plan de Negocio
de Petróleos Mexicanos, esta subdirección se con-
centró en el desarrollo y explotación de las asigna-
ciones rentables después de impuestos, además de
integrar y proponer nuevas oportunidades de alian-
zas o asociaciones que con condiciones económicas
más favorables serían rentables para Pemex des-
pués de impuestos. Respecto a la meta de incorpo-
ración de reservas, la cual busca restituir los volúme-
nes de hidrocarburos producidos de los campos en
explotación con los provenientes de campos nuevos
por actividad exploratoria. Durante 2018 no se des-
cubrieron campos nuevos, sin embargo, en lo rela-
cionado a los campos en explotación, se hicieron
revisiones de su comportamiento dinámico, se termi-
naron pozos de desarrollo permitiendo la actualiza-
ción de modelos estáticos y dinámicos y se continuó
con la ejecución de los proyectos de inyección de
fluidos como proceso de mantenimiento de presión
en algunos campos.
Al 1 de enero de 2019, la SPBAS01 mantiene en 18
el número de campos que administra, 10 de ellos
corresponden al Activo Integral de Producción Blo-
que AS01-01, todos ellos tuvieron producción duran-
te 2018, el Activo Integral de Producción Bloque
AS01-02 administra los 8 restantes, de los cuales
seis se mantuvieron en producción durante el año
2018. El volumen producido a nivel subdirección fue
de 378.1 millones de barriles de aceite y 673.5 miles
de millones de pies cúbicos de gas, los volúmenes
anteriores son equivalentes al 57.5 y 38.5 por ciento
de la producción de Pemex del 2018 respectivamen-
te. De los campos asignados a esta subdirección so-
lo Tekel y Utsil no se encuentran en producción.
La producción promedio diaria de la SPBAS01 fue de
1,035.9 miles de barriles de aceite y 1,845.1 millones
de pies cúbicos de gas. El campo Maloob se mantu-
vo como el de mayor producción con 433.5 miles de
barriles diarios de aceite y 179.4 millones de pies
cúbicos de gas natural diarios. Si se mantiene la ten-
dencia observada de años anteriores, esta subdirec-
ción se mantendrá como la de mayor producción de
aceite para Pemex.
5.1.1 Evolución de los volúmenes originales
La variación en el volumen original de aceite y gas
natural, a nivel subdirección, se observa en el cuadro
5.1 para las diferentes categorías de reservas.
Al 1 de enero de 2019, el volumen original probado
de aceite de los campos que integran la subdirección
es de 60,758 millones de barriles, este valor es lige-
ramente mayor en 33 millones de barriles de aceite
con relación al año anterior, explicado principalmente
por el incremento en el volumen original del campo
Takín, resultado de la incorporación de información
de pozos de desarrollo en el nuevo modelo estático.
Al hacer una comparación con el volumen original
probado de los campos asignados a Pemex, el valor
de la subdirección equivale al 39 por ciento del total.
Desde el punto de vista de distribución por activo
integral de producción, el Bloque AS01-01 es el que
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
63
tiene el mayor volumen de la subdirección con
37,793 millones de barriles de aceite que represen-
tan el 62 por ciento del total de la subdirección a la
que pertenece, se tuvo un ligero incremento respec-
to al ejercicio anterior ocasionado por el ajuste en el
modelo estático y de las propiedades de los fluidos
en el campo Takín, mientras que en el Activo Inte-
gral de Producción Bloque AS01-02 se localiza el 38
por ciento restante, esto es 22,965 millones de barri-
les de aceite.
Con relación al volumen original de aceite en la ca-
tegoría probable, para la subdirección se tienen
1,439 millones de barriles, equivalente cercano al 5
por ciento del volumen original probable de las asig-
naciones de Pemex; de este valor en el Activo Inte-
gral de Producción Bloque AS01-02 se localiza la
mayor parte del volumen con 1,173 millones de ba-
rriles de aceite, 82 por ciento del total de la subdi-
rección, el Activo Integral de Producción Bloque
AS01-01 administra los restantes 266 millones de
barriles, 18 por ciento restante. El volumen original
de aceite de la categoría posible asciende a 1,106
millones de barriles, que representan el 3 por ciento
del total asignado a Pemex, la distribución por activo
de producción se muestra a continuación, Activo
Integral de Producción Bloque AS01-02, 871 millo-
nes de barriles y Activo Integral de Producción Blo-
que AS01-01 con 236 millones de barriles, equiva-
lentes al 79 y 21 por ciento del volumen original de
la subdirección respectivamente.
Respecto a la información del volumen original de
gas natural, el volumen probado de la subdirección
es de 25,275 miles de millones de pies cúbicos, que
representan el 13 por ciento del volumen probado
asignado a Pemex, manteniéndose prácticamente
igual al año anterior. Considerando la proporción pa-
ra cada uno de los activos de producción, en el Acti-
vo Integral de Producción Bloque AS01-01 se tiene el
volumen mayor con 17,166 miles de millones de pies
cúbicos, que es el 68 por ciento, mientras que el Acti-
vo Integral de Producción Bloque AS01-02 aloja
8,109 miles de millones de pies cúbicos, es decir el
32 por ciento restante.
Adicionalmente para la categoría probable, en la
Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras
AS01 se tiene un volumen original de gas de 427
miles de millones de pies cúbicos, la mayor cantidad
de este volumen se encuentra en el Activo Integral
de Producción Bloque AS01-02 con un valor de 267
miles de millones de pies cúbicos, que es el 63 por
ciento regional, mientras que el resto se observa en
el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01, con
160 miles de millones de pies cúbicos, que es el 37
por ciento restante. Mientras que, para la categoría
posible, el volumen original es de 255 miles de millo-
nes de pies cúbicos, nuevamente el Activo Integral
de Producción Bloque AS01-02 tienen el mayor por-
centaje del volumen total con 198 miles de millones
de pies cúbicos, que es el 78 por ciento, mientras
que en el Activo Integral de Producción Bloque AS01
Cuadro 5.1 Evolución histórica del volumen original de hi-drocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
Aceite crudo Gas natural
Año Volumen mmb mmmpc
2017 Total 64,079.8 26,289.3
Probado 61,167.5 25,586.3
Probable 1,629.8 439.6
Posible 1,282.6 263.5
2018 Total 63,278.4 25,937.0
Probado 60,725.1 25,277.4
Probable 1,548.0 434.0
Posible 1,005.4 225.7
2019 Total 63,303.0 25,957.2
Probado 60,758.2 25,275.0
Probable 1,438.7 427.1
Posible 1,106.1 255.0
Distribución de las reservas
64
-01 se tienen 57 miles de millones de pies cúbicos,
equivalentes al 22 por ciento restante.
5.1.2 Evolución de las reservas
En la Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS01 para la evaluación de reservas al 1
de enero de 2019, se registró un valor de 3,253.3
millones de barriles de aceite en la categoría Proba-
da, este valor es equivalente al 61.0 por ciento de la
reserva probada de Pemex, para el gas natural se
evaluó una reserva probada de 1,807.7 miles de mi-
llones de pies cúbicos que representan el 20.4 por
ciento de la reserva probada de gas de Pemex. Las
figuras 5.1 y 5.2 muestran la variación en las reser-
vas remanentes de aceite y gas natural durante los
últimos tres años.
Considerando como criterio la calidad del fluido para
catalogar el volumen de reserva de la subdirección,
del volumen probado de crudo 3,253.3 millones de
barriles, predomina el aceite pesado con 3,024.1 mi-
llones de barriles, el volumen restante 229.3 millones
de barriles es de aceite ligero, que representan el
93.0 por ciento y 7.0 por ciento para cada tipo de
aceite respectivamente, la reserva probada de gas
natural, 1,807.7 miles de millones de pies cúbicos se
constituye en su totalidad por gas asociado.
En lo correspondiente a las reservas probables y po-
sibles de la subdirección, en aceite se tienen 2,171.7
y 1,781.7 millones de barriles respectivamente, equi-
valentes respectivamente al 44.9 y 34.7 por ciento
del total de la reserva asignada a Pemex, para el gas
natural en las mismas categorías los valores son de
1,306.0 y 642.0 miles de millones de pies cúbicos
respectivamente, que son respectivamente el 13.5 y
7.1 por ciento del volumen de Pemex.
Con la información de reservas probadas, probables
y posibles se calcula un valor de reservas 2P para la
SPBAS01 de 5,425.0 millones de barriles de aceite y
3,113.8 miles de millones de pies cúbicos de gas na-
tural, esto es equivalente al 53.4 y 16.8 por ciento del
total de Pemex para cada producto. Adicionalmente,
para la categoría 3P los valores de la subdirección se
determinaron en 7,206.7 millones de barriles de acei-
te y 3,755.8 miles de millones de pies cúbicos de
gas, que son el 47.1 y 13.6 por ciento respectivamen-
te, de la reserva asignadas a Pemex. El cuadro 5.2
muestra la composición de las reservas por categoría
a nivel activo de producción.
Figura 5.1 Evolución histórica de las reservas remanen-tes de aceite crudo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
mmb
3,987.4 3,557.5 3,253.3
2,452.72,216.1
2,171.7
1,764.5
1,760.71,781.7
2017 2018 2019
8,204.77,534.3
7,206.7
Posible
Probable
Probada
Figura 5.2 Evolución histórica de las reservas remanen-tes de gas natural en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
mmmpc
2,473.5 2,240.21,807.7
1,403.11,299.7
1,306.0
542.8
514.1
642.0
2017 2018 2019
4,419.4
4,054.13,755.8
Posible
Probable
Probada
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
65
En lo correspondiente a las reservas probadas desa-
rrolladas y no desarrolladas de aceite en la subdirec-
ción se estimaron 2,338.5 y 914.8 millones de barri-
les, respectivamente. Mientras que para el gas natu-
ral se tienen 1,611.5 y 196.3 miles de millones de
pies cúbicos respectivamente, en las categorías de
reservas indicadas.
Aceite crudo y gas natural
Al concluir la evaluación de reservas al 1 de enero de
2019, en la Subdirección de Producción Bloques
Aguas Someras AS01 la reserva probada de aceite
alcanzó un valor de 3,253.3 millones de barriles, de
estos la mayor parte se localiza en el Activo Integral
de Producción Bloque AS01-02 con 2,407.6 millones
de barriles que equivalen al 74.0 por ciento de la sub-
dirección, en el Activo Integral de Producción Bloque
AS01-01 se encuentra el complemento, 845.7 millo-
nes de aceite, 26.0 por ciento.
Al totalizar las variaciones de los campos que consti-
tuyen la subdirección se tiene un incremento de 74.0
millones de barriles de aceite en la categoría proba-
da, respecto al valor reportado al 1 de enero de
2018, los campos que tuvieron mayor incremento en
su reserva probada son Balam, Zaap, Sihil y Takín,
por un mejor comportamiento en su producción. Los
campos Maloob, Akal, Ayatsil y Zaap albergan el
81.8 por ciento de la reserva probada de la subdirec-
ción con un volumen de 2,662.3 millones de barriles
de aceite.
En lo que corresponde a la reserva probada de gas
natural, en la subdirección se tuvo un valor de
1,807.7 miles de millones de pies cúbicos, lo cual
representa un incremento neto de 241.0 miles de
millones de pies cúbicos al comparar con el valor del
ejercicio previo, esto es debido al esquema de explo-
tación del gas del casquete secundario del campo
Akal. De manera similar a lo descrito en la reserva
de aceite, el Activo Integral de Producción Bloque
AS01-02 es el que contiene la mayor reserva de gas
natural con 967.7 miles de millones de pies cúbicos
con el 53.5 por ciento, mientras que en el Activo In-
tegral de Producción Bloque AS01-01 se localizan
840.0 miles de millones de pies cúbicos, el 46.5 por
ciento restante.
Al 1 de enero de 2019, la reserva probable de acei-
te de la Subdirección de Producción Bloques
Aguas Someras AS01 se evaluó en 2,171.7 millo-
Cuadro 5.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Blo-ques Aguas Someras AS01, al 1 de enero de 2019.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 3,024.1 229.3 0.0 1,807.7 0.0
Bloque AS01-01 619.5 226.2 0.0 840.0 0.0
Bloque AS01-02 2,404.6 3.1 0.0 967.7 0.0
2P 4,893.1 532.0 0.0 3,113.8 0.0
Bloque AS01-01 1,676.7 485.7 0.0 1,937.8 0.0
Bloque AS01-02 3,216.4 46.2 0.0 1,175.9 0.0
3P 6,632.9 573.8 0.0 3,755.8 0.0
Bloque AS01-01 2,661.3 516.8 0.0 2,358.2 0.0
Bloque AS01-02 3,971.6 57.0 0.0 1,397.6 0.0
Distribución de las reservas
66
nes de barriles, lo cual representa un decremento
neto de 44.4 millones de barriles, los campos en
los que se observó un decremento mayor son Ba-
lam y Maloob, resultado de la actualización de la
estrategia de producción.
En tanto para la reserva probable de gas natural de
la Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-
ras AS01 al 1 de enero de 2019, alcanzó un valor de
1,306.0 miles de millones de pies cúbicos de gas, en
este caso el campo que mostró una mayor variación
fue Ku, debido a la disminución de la ventana de ex-
plotación, ocasionada por el avance de los contactos
de los fluidos.
Desde el punto de vista activo integral de producción,
en el Bloque AS01-01 se encuentra la mayor parte
de la reserva probable de la subdirección, con
1,097.8 miles de millones de pies cúbicos de gas na-
tural, mientras que en el Activo Integral de Produc-
ción Bloque AS01-02 se observan 208.2 miles de
millones de pies cúbicos, lo que porcentualmente se
refleja en 84.1 y 15.9, respectivamente.
La reserva posible de aceite de la subdirección se
calculó en 1,781.7 millones de barriles, este valor re-
fleja una variación neta de 20.9 millones de barriles
respecto a la evaluación del 1 de enero de 2018, los
campos donde se observa una variación mayor son
Balam, Maloob y Zaap de manera similar a lo descrito
en las categorías de reservas previas. Para cada uno
de los activos que constituyen la subdirección la re-
serva posible se distribuye de la manera siguiente,
Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 registra
1,015.8 millones de barriles, 57.0 por ciento y el Acti-
vo Integral de Producción Bloque AS01-02 registra
765.9 millones de barriles, el 43.0 por ciento restante.
En tanto la reserva posible de gas tuvo una ligera
disminución de 128 miles de millones de pies cúbi-
cos, con lo cual el valor estimado fue de 642.0 miles
de millones de pies cúbicos de gas, en el cuadro 5.3
se muestran las reservas de gas natural por activo
integral de producción, con cierre al 1 de enero de
2019 en sus categorías probada, probable y posible,
así como el gas entregado en planta y el gas seco.
Petróleo crudo equivalente
Con relación a los valores de reservas expresados
en petróleo crudo equivalente en la categoría proba-
da para la subdirección se determinó un valor de
Cuadro 5.3 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirec-ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01, al 1 de enero de 2019.
Gas natural
Gas entregado en planta Gas seco
Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 1,807.7 1,357.5 1,030.5
Bloque AS01-01 840.0 637.8 484.2
Bloque AS01-02 967.7 719.7 546.3
Probable 1,306.0 996.0 756.1
Bloque AS01-01 1,097.8 836.0 634.6
Bloque AS01-02 208.2 160.0 121.5
Posible 642.0 484.6 367.9
Bloque AS01-01 420.4 316.6 240.3
Bloque AS01-02 221.7 168.0 127.6
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
67
3,589.9 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, esto representa el 51.2 por ciento de la re-
serva calculada para los campos asignados a Pe-
mex, se tuvo una variación neta de 7.5 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente respecto al
dato de la evaluación previa, en los campos Maloob y
Akal se presentaron las mayores variaciones negati-
vas con 56.2 y 11.7 millones de barriles respectiva-
mente, en el Activo Integral de Producción Bloque
AS01-02 se encuentra el 72.2 por ciento de la reser-
va probada en petróleo crudo equivalente de la sub-
dirección, mientras que en el Activo Integral de Pro-
ducción Bloque AS01-01 se localiza el 27.8 por cien-
to restante. En la figura 5.3 se observa la distribución
de reservas por activo de producción.
En lo que corresponde a la reserva probable de pe-
tróleo crudo equivalente, se tuvo una variación nega-
tiva de 49.5 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, con lo cual se registró un valor de
2,412.9 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, derivado del decremento de reserva en los
campos Balam y Maloob relacionado con la actualiza-
ción de la estrategia de producción por la Incorpora-
ción a producción de los pozos terminados en el año,
la reserva probable de la subdirección representa el
36.5 por ciento del total evaluado para los campos
asignados a Pemex, en tanto para los activos de la
subdirección, el Activo Integral de Producción Bloque
AS01-01 administra el 62.9 por ciento de la reserva
probable de la subdirección, y el Activo Integral de
Producción Bloque AS01-02 representa el 37.1 por
ciento restante, la distribución de reservas por activo
integral de producción se muestra en la figura 5.4.
El comportamiento de la reserva posible de petróleo
crudo equivalente de la subdirección tuvo una varia-
ción positiva de 39.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, siendo Balam el campo en el que
se observó una mayor variación de 24.5 millones de
barriles petróleo crudo equivalente, por lo anterior la
reserva posible de la subdirección alcanzó 1,900.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo
cual corresponde al 27.8 por ciento del total asignado
a Pemex, el activo integral de producción con el ma-
yor volumen de reserva es el Bloque AS01-01 con
1,092.0 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, el 57.5 por ciento de la subdirección, mien-
tras que Activo Integral de Producción Bloque AS01-
02 contiene 808.3 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente lo cual representa el 42.5 por cien-
to restante de la subdirección. La figura 5.5 muestra
Figura 5.3 Reservas probadas al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
mmbpce
Figura 5.4 Reservas probables al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
mmbpce
Distribución de las reservas
68
los valores de reserva posible de petróleo crudo equi-
valente por activo de producción. La reserva 3P de la
subdirección se determina en 7,903.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, el
38.6 por ciento del total asignado a Pemex. La figura
5.6 presenta la composición a nivel subdirección de
la reserva 3P de petróleo crudo equivalente.
Relación reserva-producción
Para estimar la relación reserva probada-producción
para la Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS01, se emplea la producción obtenida de
los campos de la subdirección durante el año 2018,
este volumen fue de 425.3 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, además, el valor de re-
serva probada de la subdirección de 3,589.9 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, con los
datos mencionados se calcula una relación de 8.4
años para la reserva probada. Para la reserva proba-
da más probable (2P) y la reserva probada más pro-
bable más posible (3P), las relaciones que se obtie-
nen son 14.1 años para la reserva 2P y 18.6 años
para la reserva 3P.
Con base en la información de reservas 2019 y pro-
ducción 2018 para cada uno de los activos de pro-
ducción se obtienen los resultados siguientes: Activo
Integral de Producción Bloque AS01-02 extrajo du-
rante 2018, 355.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, con este dato se calcula una rela-
ción reserva probada-producción de 7.3 años; mien-
tras que para Activo Integral de Producción Bloque
AS01-01 la relación resulta de 14.4 años, con el valor
de producción del periodo de 69.6 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente.
Realizando los cálculos con las categorías 2P y 3P
de los activos de la subdirección, para el Activo Inte-
Figura 5.5 Reservas posibles al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
mmbpce
Figura 5.6 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
mmbpce
63.5
68.4
32.5
20.4
218.3
314.5
295.6
261.7
453.7
560.1
468.2
414.2
2016 2017 2018 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migracionesde campos
2019
8,142.7
9,147.6
8,330.6
Líquidos de plantaCondensado
Aceite
Gas seco equivalente
7,903.0
7,407.2
8,204.7
7,534.37,206.7
0.0
-22.2
-425.3 0.0
20.0
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
69
gral de Producción Bloque AS01-02, la relación re-
serva 2P-producción resulta en 9.8 años, mientras
que para la reserva 3P la relación es de 12.1 años.
Para el Activo Integral de Producción Bloque AS01-
01 se obtuvo una relación reserva 2P-producción de
36.2 años y para la reserva 3P la relación reserva-
producción se eleva a 51.9 años.
Reservas por tipo de fluido
El comportamiento de las reservas en la Subdirec-
ción de Producción Bloques Aguas Someras AS01,
considerando el tipo de fluido se presenta en el
cuadro 5.4, se muestran valores del 1 de enero de
2016 hasta el ejercicio actual del 1 de enero de
2019. La reserva probada de 3,589.9 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, se desglosa
en 3,253.3 millones de barriles de aceite crudo,
13.3 millones de barriles de condensado, 125.2 mi-
llones de barriles de líquidos de planta y 198.1 mi-
llones de barriles de petróleo equivalente del gas
seco equivalente a líquido, lo que en proporción se
refleja de la siguiente manera, 90.6 por ciento de
aceite crudo, 0.4 por ciento de condensado, 3.5 por
ciento de líquidos de planta y 5.5 por ciento de gas
seco equivalente a líquido.
Para el caso de la reserva probable de la subdirec-
ción, el volumen de 2,412.9 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, se conforma de la mane-
ra siguiente: 2,171.7 millones de barriles de aceite
crudo, 3.9 millones de barriles de condensado, 91.8
millones de barriles de líquidos de planta y 145.4 mi-
llones de barriles de petróleo equivalente del gas se-
co equivalente a líquido, lo que se refleja en propor-
ciones de la siguiente manera, 90.0 por ciento de
aceite crudo, 0.2 por ciento de condensado, 3.8 por
ciento de líquidos de planta y 6.0 por ciento de gas
seco equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente en
la Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-
ras AS01, asciende a 1,900.3 millones de barriles y
está constituida por 1,781.7 millones de barriles de
aceite crudo, 3.2 millones de barriles de condensado,
44.7 millones de barriles de líquidos de planta y 70.7
millones de barriles de petróleo equivalente del gas
seco equivalente a líquido, lo que se refleja en pro-
Cuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
Aceite Condensado
Líquidos de planta Gas seco Total
Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2017 Total 8,204.7 68.4 314.5 560.1 9,147.6
Probada 3,987.4 39.6 175.5 312.5 4,515.0
Probable 2,452.7 20.6 100.4 178.8 2,752.5
Posible 1,764.5 8.2 38.6 68.8 1,880.0
2018 Total 7,534.3 32.5 295.6 468.2 8,330.6
Probada 3,557.5 23.0 165.3 261.9 4,007.7
Probable 2,216.1 5.9 93.0 147.3 2,462.3
Posible 1,760.7 3.6 37.2 59.0 1,860.6
2019 Total 7,206.7 20.4 261.7 414.2 7,903.0
Probada 3,253.3 13.3 125.2 198.1 3,589.9
Probable 2,171.7 3.9 91.8 145.4 2,412.9
Posible 1,781.7 3.2 44.7 70.7 1,900.3
Distribución de las reservas
70
porciones de la siguiente manera, 93.8 por ciento de
aceite crudo, 0.2 por ciento de condensado, 2.4 por
ciento de líquidos de planta y 3.7 por ciento de gas
seco equivalente a líquido.
5.2 Subdirección de Producción Bloques Aguas
Someras AS02
La subdirección se ubica en aguas territoriales del
Golfo de México, en una porción comprendida en la
plataforma y talud continental del Golfo de México,
está integrada por 30 asignaciones de extracción y
16 de exploración y extracción.
Al 1 de enero de 2019, los activos integrales de pro-
ducción Bloque AS02-03 y Bloque AS02-04 confor-
man la estructura organizacional de la Subdirección
de Producción Bloques Aguas Someras AS02, algu-
nas de sus funciones son: diseñar las estrategias
para administrar la producción de hidrocarburos,
coordinar el desarrollo de las asignaciones, la explo-
tación y recolección de hidrocarburos, proponer la
estrategia de reclasificación de reservas probables, y
coordinar la incorporación y reclasificación de reser-
vas, delimitación de yacimientos y desarrollo de los
campos bajo su responsabilidad.
Actualmente la subdirección administra 46 campos,
de los cuales 3 campos fueron descubiertos durante
2018 y actualmente se encuentran en estudio y ges-
tión para su desarrollo. La producción diaria de aceite
y gas natural de la subdirección durante el año 2018
promedió 460.0 miles de barriles por día y 1,086.0
millones de pies cúbicos por día, es decir, acumuló
en dicho año 167.9 millones de barriles de aceite y
396.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natu-
ral, lo que significó aportar 25.5 y 22.7 por ciento de
la producción total de Petróleos Mexicanos de aceite
y gas, respectivamente.
Dentro de los objetivos estratégicos de Petróleos
Mexicanos está la incorporación de volúmenes de
hidrocarburos que van orientados a restituir la pro-
ducción de los yacimientos existentes. Dicha incor-
poración por concepto de adiciones exploratorias se
ha concentrado de manera importante en la Subdi-
rección de Producción Bloques Aguas Someras
AS02. Estos descubrimientos han permitido contri-
buir en la restitución de las reservas de hidrocarbu-
ros para Petróleos Mexicanos.
Como resultado de la actividad exploratoria durante el
año 2018, se descubrieron los campos Mulach, Manik
NW y Cahua, ubicados en la porción marina de las
Cuencas del Sureste, incorporando una reserva 3P de
195.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente. De continuar esta tendencia, las actividades de
exploración y explotación apoyarán la reposición de
las reservas por medio de descubrimientos y la recla-
sificación de los volúmenes de los campos existentes.
5.2.1 Evolución de los volúmenes originales
Al 1 de enero de 2019, el volumen original probado
de aceite de la Subdirección de Producción Bloques
Aguas Someras AS02 es 20,863 millones de barriles,
lo cual representa 14 por ciento del volumen de Pe-
mex en dicha categoría. En particular, el Activo Inte-
gral de Producción Bloque AS02-03 contiene la ma-
yor parte del volumen original con 15,206 millones de
barriles de aceite, es decir, 73 por ciento del total de
la subdirección. Por otro lado, el Activo Integral de
Producción Bloque AS02-04 registra 5,657 millones
de barriles de aceite que representa el 27 por ciento
del volumen en la subdirección. Respecto a los volú-
menes originales probable y posible de aceite, estos
ascienden a 2,689 y 3,561 millones de barriles res-
pectivamente, equivalentes a 9 y 10 por ciento de los
volúmenes de Pemex, respectivamente. El mayor
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
71
volumen original probable de aceite corresponde al
Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 con el
74 por ciento de la subdirección, es decir, 2,002 mi-
llones de barriles de aceite. Por otra parte, el Activo
Integral de Producción Bloque AS02-03 concentra 26
por ciento del volumen original probable regional, que
representa 687 millones de barriles, volumen mayor
con respecto al año anterior básicamente por la ac-
tualización de los modelos estáticos y de las propie-
dades de los fluidos de los campos Homol Btp-ks y
Abkatún Btp-ks-km-ki-H. De los 3,561 millones de
barriles de volumen original posible de aceite, 3,197
millones de barriles corresponden a los campos del
Activo Integral de Producción Bloque AS02-04, y 364
millones de barriles corresponden al Activo Integral
de Producción Bloque AS02-03.
Con relación a los volúmenes originales probados de
gas natural de la Subdirección de Producción Blo-
ques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de 2019
se tienen 26,788 miles de millones de pies cúbicos
en la categoría probada, que constituyen 14 por cien-
to del total de Petróleos Mexicanos. El 59 por ciento
regional corresponde al Activo Integral de Producción
Bloque AS02-03, es decir, 15,929 miles de millones
de pies cúbicos, presentando un ligero incremento
debido a las revisiones de los modelos estáticos y de
las propiedades de los fluidos de los campos Homol
Btp-ks y Abkatún Btp-ks-km-ki-H, en tanto que,
10,858 miles de millones de pies cúbicos están distri-
buidos en los campos del Activo Integral de Produc-
ción Bloque AS02-04, equivalentes al 41 por ciento
de la subdirección. En lo referente a los volúmenes
originales probables de gas natural, éstos ascienden
a 2,635 miles de millones de pies cúbicos, es decir,
muestran una disminución respecto al año anterior,
originado principalmente por actividad exploratoria,
desarrollo y revisión de campos. El 73 por ciento del
volumen original probable de la subdirección corres-
ponde al Activo Integral de Producción Bloque AS02-
04 y 27 por ciento al Activo Integral de Producción
Bloque AS02-03. Para el caso de volúmenes posi-
bles, estos se ubican en 3,255 miles de millones de
pies cúbicos de gas. El Activo Integral de Producción
Bloque AS02-04 engloba 92 por ciento del volumen
original posible de la subdirección, el 8 por ciento
restante les corresponde a los campos del Activo
Integral de Producción Bloque AS02-03. De los 3
campos descubiertos durante 2018 uno se adicionó
al Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 y
dos al Activo Integral de Producción Bloque AS02-04,
lo que ocasionó un incremento en su volumen origi-
nal. El cuadro 5.5 ilustra el comportamiento de los
volúmenes originales de aceite y gas natural en sus
diferentes categorías, reportados al 1 de enero de los
años 2017 a 2019.
5.2.2 Evolución de las reservas
Aceite crudo y gas natural
Las reservas probadas al 1 de enero de 2019 para la
Subdirección de Producción Bloques Aguas Some-
Cuadro 5.5 Evolución histórica del volumen original de hi-drocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
Aceite crudo Gas natural
Año Volumen mmb mmmpc
2017 Total 26,448.4 33,810.7
Probado 20,806.8 27,141.5
Probable 2,306.3 3,122.0
Posible 3,335.2 3,547.2
2018 Total 26,920.6 34,453.4
Probado 21,144.5 27,857.1
Probable 2,690.8 3,356.4
Posible 3,085.3 3,239.9
2019 Total 27,113.2 32,678.1
Probado 20,863.1 26,787.6
Probable 2,689.1 2,635.3
Posible 3,561.0 3,255.2
Distribución de las reservas
72
ras AS02 ascienden a 630.2 millones de barriles de
aceite y 1,144.6 miles de millones de pies cúbicos de
gas, lo que representa 11.8 y 12.9 por ciento respec-
tivamente de las reservas probadas a nivel Petróleos
Mexicanos.
En cuanto al inventario de reservas probable y posi-
ble de aceite, éstas ascienden a 660.5 y 848.8 millo-
nes de barriles, contribuyendo con 13.7 y 16.6 por
ciento, respectivamente, a las reservas de Petróleos
Mexicanos de aceite en estas categorías. De esta
forma, las reservas 2P y 3P alcanzan 1,290.7 y
2,139.6 millones de barriles de aceite, respectiva-
mente. Para el gas natural, las reservas probable y
posible se ubican en 952.2 y 971.3 miles de millones
de pies cúbicos, que equivalen a 9.8 y 10.7 por cien-
to del total de Pemex en dichas categorías. Como
resultado de lo anterior, las reservas 2P y 3P alcan-
zan 2,096.8 y 3,068.0 miles de millones de pies cúbi-
cos de gas natural. En las figuras 5.7 y 5.8 se pre-
sentan las variaciones de las reservas de aceite y
gas natural, para los últimos tres años. En relación a
las reservas probada desarrollada y no desarrollada
de la subdirección, éstas registran valores de 259.6 y
370.6 millones de barriles de aceite, mientras que
para el gas natural se alcanzan 671.1 y 473.4 miles
de millones de pies cúbicos, respectivamente.
La reserva probada de aceite crudo es 630.2 millo-
nes de barriles, y está constituida, en función de su
densidad, por 100.0 millones de barriles de aceite
pesado, equivalente a 15.9 por ciento de la reserva,
361.6 millones de barriles de aceite ligero, lo que
representa el 57.4 por ciento, y 168.6 millones de
barriles restantes corresponden a superligero, es
decir, 26.8 por ciento del total probado de la subdi-
rección. En lo referente a la reserva probada de gas
natural de 1,144.6 miles de millones de pies cúbicos,
ésta se compone de 788.0 miles de millones de pies
cúbicos de gas asociado y 356.6 miles de millones
de pies cúbicos de gas no asociado, lo que equivale
a 68.8 y 31.2 por ciento respectivamente. El cuadro
5.6 presenta la composición de las reservas 1P, 2P y
3P de aceite y gas natural. Es importante señalar
que el valor reportado del gas no asociado incluye
las reservas de yacimientos de gas y condensado y
gas húmedo.
La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2019,
administrada por el Activo Integral de Producción
Bloque AS02-04, es de 400.9 millones de barriles,
que representan 7.5 por ciento a nivel nacional,
Figura 5.7 Evolución histórica de las reservas remanen-tes de aceite crudo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
mmb
868.7 847.8630.2
759.5 821.8
660.5
872.0 814.2
848.8
2017 2018 2019
2,500.2 2,483.9
2,139.6
Posible
Probable
Probada
Figura 5.8 Evolución histórica de las reservas remanen-tes de gas natural en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
mmmpc
2,031.0 2,117.0
1,144.6
1,432.9 1,520.2
952.2
1,216.8 1,066.2
971.3
2017 2018 2019
4,680.7 4,703.4
3,068.0
Posible
Probable
Probada
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
73
mientras que 229.4 millones de barriles de aceite, 4.3
por ciento de las reservas de la nación, es adminis-
trada por el Activo Integral de Producción Bloque
AS02-03.
La reserva probada de aceite a nivel subdirección
tuvo un decremento neto de 49.7 millones de barri-
les, con respecto a la reportada el 1 de enero de
2018. De ésta la reserva probada desarrollada in-
cremento en 7.9 millones de barriles de aceite,
mientras la reserva probada no desarrollada dismi-
nuyó en 57.7 millones de barriles. Para el Activo
Integral de Producción Bloque AS02-03 presentó un
incremento de 4.0 millones de barriles, resultado de
la sumatoria del incremento en la reserva probada
desarrollada de 27.7 millones y del decremento en
la reserva probada no desarrollada de 23.7 millones
de barriles. Estas variaciones en la reserva probada
de aceite se deben fundamentalmente al concepto
de revisiones, asociado al comportamiento presión-
producción de los campos.
El Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 re-
gistró un decremento en su reserva probada de acei-
te al 1 de enero de 2019 por 53.8 millones de barri-
les. Esto es resultado de los decrementos en la re-
serva probada desarrollada por 19.8 millones de ba-
rriles y 34.0 millones en la probada no desarrollada.
Al 1 de enero de 2019, las reservas probadas de gas
natural de la subdirección de producción ascienden a
1,144.6 miles de millones de pies cúbicos, concen-
trándose 419.4 miles de millones de pies cúbicos en
el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03,
mientras que el Activo Integral de Producción Bloque
AS02-04 participa con 725.2 miles de millones de
pies cúbicos.
La reserva probada de gas natural a nivel subdirec-
ción reporta un decremento neto por 214.3 miles de
millones de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero
de 2018, esta variación se compone por un decre-
mento de 85.1 miles de millones de pies cúbicos de
gas en reserva probada desarrollada y 129.3 miles
de millones de pies cúbicos en la reserva no desarro-
llada, de los cuales el Activo Integral de Producción
Bloque AS02-03 registró un decremento en la reser-
va probada de 197.8 y el Activo Integral de Produc-
ción Bloque AS02-04, disminuyó en 16.5 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural. Las variacio-
nes mencionadas se originan por el efecto de desa-
rrollo y revisión de campos.
Cuadro 5.6 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Blo-ques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de 2019.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 100.0 361.6 168.6 788.0 356.6
Bloque AS02-03 29.3 187.0 13.1 328.6 90.8
Bloque AS02-04 70.8 174.6 155.5 459.4 265.8
2P 390.4 627.6 272.7 1,451.8 644.9
Bloque AS02-03 117.4 265.6 36.0 588.1 90.8
Bloque AS02-04 273.1 362.0 236.7 863.8 554.1
3P 698.8 986.3 454.5 2,097.2 970.8
Bloque AS02-03 144.2 317.0 36.0 636.8 110.0
Bloque AS02-04 554.6 669.3 418.5 1,460.4 860.8
Distribución de las reservas
74
La reserva probable de aceite crudo al 1 de enero de
2019, presenta un decremento de 161.3 millones de
barriles de aceite con respecto al 1 de enero de
2018, resultando del balance del decremento de 87.5
millones de barriles del Activo Integral de Producción
Bloque AS02-04 y el decremento de 73.8 millones de
barriles de aceite del Activo Integral de Producción
Bloque AS02-03, dicho decremento es debido princi-
palmente a las variaciones originadas por el efecto
de desarrollo y revisión de campos.
Respecto a la reserva probable de gas de la subdi-
rección, ésta presentó un incremento de 8.1 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, con respecto
al 1 de enero de 2018. Esta variación se compone
por el incremento en el Activo Integral de Producción
Bloque AS02-04 de 53.3 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural y el decremento del Activo
Integral de Producción Bloque AS02-03 de 45.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural. Los prin-
cipales incrementos se dieron por la incorporación de
los campos Manik NW, Cahua y Mulach, contribuyen-
do con 156.5 miles de millones de pies cúbicos.
Al 1 de enero de 2019, las reservas posibles de acei-
te y gas natural de la subdirección ascienden a 848.8
millones de barriles y 971.3 miles de millones de pies
cúbicos, respectivamente. La reserva posible de
aceite presenta una variación positiva por 34.6 millo-
nes de barriles con respecto a la cifra estimada al 1
de enero de 2018. De los cuales el Activo Integral de
Producción Bloque AS02-03 tuvo un decremento por
4.6 millones de barriles de aceite y el Activo Integral
de Producción Bloque AS02-04 un incremento de
39.2 millones de barriles de aceite crudo, esta varia-
ción se sitúa fundamentalmente en el campo Kab por
desarrollo y en los campos Abkatún y Xanab debido
a su comportamiento dinámico de producción.
En relación con la reserva posible de gas natural de
la subdirección, se observa un decremento de 95.0
miles de millones de pies cúbicos con respecto al 1
de enero de 2018. El Activo Integral de Producción
Bloque AS02-03, registra un decremento de 61.6 y el
Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 tuvo
un decremento por 33.4 miles de millones de pies
cúbicos, no obstante, es importante mencionar que
como resultado del éxito exploratorio se incorporó un
volumen de 41.3 miles de millones de pies cúbicos
de gas, en los campos Manik NW, Cahua y Mulach,
los decrementos se deben a la revisión del comporta-
miento dinámico de los campos en producción. El
Cuadro 5.7 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirec-ción de Producción Bloques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de 2019.
Gas natural
Gas entregado en planta Gas seco
Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 1,144.6 894.0 687.9
Bloque AS02-03 419.4 347.5 267.4
Bloque AS02-04 725.2 546.5 420.5
Probable 952.2 693.3 543.4
Bloque AS02-03 259.5 214.0 164.7
Bloque AS02-04 692.7 479.3 378.8
Posible 971.3 677.5 531.5
Bloque AS02-03 68.0 44.0 33.9
Bloque AS02-04 903.3 633.5 497.6
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
75
cuadro 5.7 muestra las reservas de gas natural por
activo en sus diferentes categorías, incluyéndose el
gas entregado en planta y el gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada de la Subdirección de Produc-
ción Bloques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de
2019, asciende a 867.4 millones de barriles de petró-
leo crudo equivalente y representa el 12.4 por ciento
del total de Pemex. Con relación al 1 de enero de
2018, la reserva presenta una variación negativa de
82.6 millones de barriles. En la figura 5.9, se observa
que el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03
reporta 323.2 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente que representa 37.3 por ciento del total,
teniendo un decremento de 29.8 millones de barriles
con respecto al año anterior. Estos decrementos bá-
sicamente se deben al nuevo planteamiento para la
explotación del casquete de gas del campo Onel.
Por otra parte, el Activo Integral de Producción Blo-
que AS02-04 reporta 544.2 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, lo que significa el 62.7
por ciento del total de la subdirección, presentando
un decremento de 52.8 millones de barriles de petró-
leo crudo equivalente, los cuales se explican princi-
palmente por el comportamiento dinámico del campo
Xanab el cual disminuyó sus reservas en 60.3 millo-
nes de barriles de petróleo crudo equivalente.
La reserva probable de la subdirección al 1 de enero
de 2019 se estima en 835.8 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. Este volumen representa
12.7 por ciento de la reserva total de Pemex. La figu-
ra 5.10 presenta la distribución de las reservas a ni-
vel activo de producción. Con relación al 1 de enero
de 2018, este volumen de reservas muestra un de-
cremento de 166.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. En particular, los campos del Acti-
vo Integral de Producción Bloque AS02-04 presenta-
ron decrementos por un total de 83.7 millones de ba-
rriles de petróleo crudo equivalente, como resultado
del desarrollo y revisiones, en tanto el Activo Integral
de Producción Bloque AS02-03 presenta una varia-
ción negativa de 83.0 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente debido a las revisiones de los cam-
pos por su comportamiento de producción.
Al 1 de enero de 2019, la reserva posible de la subdi-
rección en términos de petróleo crudo equivalente se
estima en 1,021.0 millones de barriles de petróleo
Figura 5.9 Reservas probadas al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
mmbpce
Figura 5.10 Reservas probables al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
mmbpce
Distribución de las reservas
76
crudo equivalente, como se muestra en la figura
5.11. Este volumen representa 14.9 por ciento de la
reserva en esta categoría de Petróleos Mexicanos, a
la fecha indicada se presenta un decremento por 4.2
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
con relación al año anterior, en tanto que por activo
integral de producción, el Activo Integral de Produc-
ción Bloque AS02-03, reporta un decremento por
18.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalen-
te, y el Activo Integral de Producción Bloque AS02-04
registró una variación positiva de 14.3 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. La actividad
exploratoria incorporó tres campos nuevos Manik
NW, Cahua y Mulach que en conjunto incorporaron
106.5 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente. Adicionalmente, a nivel subdirección en los
rubros de desarrollo y revisiones se tuvieron decre-
mentos que en conjunto contabilizan 110.7 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. La figura
5.12 ilustra el balance de la reserva 3P de petróleo
crudo equivalente de la subdirección al 1 de enero de
2019 y años anteriores.
Relación reserva-producción
La relación reserva probada-producción de la Subdi-
rección de Producción Bloques Aguas Someras
AS02 es de 3.4 años, considerando una producción
constante de 252.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, para el caso de la reserva 2P la
relación resulta de 6.7 años, mientras que utilizando
la reserva 3P es de 10.8 años. En particular, los acti-
vos de producción Bloque AS02-03 y Bloque AS02-
04, utilizando su reserva probada estos tienen una
relación de 3.6 y 3.3 años respectivamente.
Considerando las reservas 2P de petróleo crudo
equivalente, la relación resulta de 6.4 y 6.9 años para
los activos de producción Bloque AS02-03 y Bloque
Figura 5.11 Reservas posibles al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
mmbpce
Figura 5.12 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
mmbpce
50.1
50.7 42.0
40.3
327.3
237.0 276.1
205.4
766.7
547.0 593.3
338.9
2016 2017 2018 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migracionesde campos
2019
3,964.9
3,334.9 3,395.3
Líquidos de plantaCondensado
Aceite
Gas seco equivalente
2,724.2
2,820.82,500.2 2,483.9
2,139.6
195.7
-252.8-164.8
-314.0-135.2
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
77
AS02-04, respectivamente. En el caso de las reser-
vas 3P o totales, los valores son 7.4 años para el
Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 y 12.6
años para el Bloque AS02-04.
Reservas por tipo de fluido
Las reservas de hidrocarburos por tipo de fluido son
mostradas en el cuadro 5.8 referidas a partir del 1 de
enero de 2016, se observa que la reserva probada
remanente de la Subdirección de Producción Blo-
ques Aguas Someras AS02 al cierre de 2018 de
867.4 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, se compone en 72.7 por ciento de aceite cru-
do, 3.0 por ciento de condensado, 9.1 por ciento de
líquidos de planta y 15.2 por ciento de gas seco equi-
valente a líquido.
Para el caso de la reserva probable de la subdirec-
ción, el volumen de 835.8 millones de barriles de pe-
tróleo crudo equivalente, está constituido por 79.0
por ciento de aceite crudo, 0.8 por ciento de conden-
sado, 7.7 por ciento de líquidos de planta y 12.5 por
ciento de gas seco equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente de
la subdirección asciende a 1,021.0 millones de barri-
les y está distribuida en 83.1 por ciento de aceite cru-
do, 0.7 por ciento de condensado, 6.1 por ciento de
líquidos de planta y 10.0 por ciento de gas seco equi-
valente a líquido.
5.3 Subdirección de Producción Bloques Norte
El área de las asignaciones pertenecientes a la Sub-
dirección de Producción Bloques Norte comprende
los estados de Coahuila, Hidalgo, Nuevo León, Pue-
bla, San Luis Potosí, Tamaulipas y Veracruz. Actual-
mente la subdirección de producción cuenta con 194
asignaciones: 141 de extracción, 39 a resguardo y 14
de exploración.
Administrativamente, la Subdirección de Producción
Bloques Norte está constituida por tres activos inte-
grales de producción: Bloque N01 (AIPBN01), Bloque
N02 (AIPBN02) y Bloque N03 (AIPBN03), y por la
Gerencia de Administración de Asignaciones Aguas
Profundas. Los activos integrales de producción se
enfocan primordialmente a las actividades de desa-
Cuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02.
Aceite Condensado
Líquidos de planta Gas seco Total
Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2017 Total 2,500.2 50.7 237.0 547.0 3,334.9
Probada 868.7 21.1 106.5 238.0 1,234.3
Probable 759.5 9.5 51.0 181.5 1,001.5
Posible 872.0 20.1 79.5 127.4 1,099.1
2018 Total 2,483.9 42.0 276.1 593.3 3,395.3
Probada 847.8 21.4 130.3 266.8 1,266.3
Probable 821.8 11.6 66.8 203.5 1,103.8
Posible 814.2 9.0 78.9 123.0 1,025.2
2019 Total 2,139.6 40.3 205.4 338.9 2,724.2
Probada 630.2 26.2 78.7 132.3 867.4
Probable 660.5 6.9 64.0 104.5 835.8
Posible 848.8 7.3 62.7 102.2 1,021.0
Distribución de las reservas
78
rrollo de campos y a la optimización de la operación y
explotación de los mismos. El Activo de Exploración
Aguas Profundas tiene como objetivo principal la adi-
ción de reservas por actividades de esta índole, así
como la evaluación del potencial que presentan las
cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-Misantla y la
porción Norte del Golfo de México Profundo. Asimis-
mo, la Gerencia de Administración de Asignaciones
Aguas Profundas tiene como principal objetivo el
desarrollo de los campos ubicados en aguas profun-
das. Durante el año 2018 en la subdirección se firmó
una migración a un contrato para la exploración y
extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de
licencia en zonas terrestres convencionales y no con-
vencionales referente al área contractual Miquetla del
AIPBN02. Así también, dos migraciones a un contra-
to para la exploración y extracción de hidrocarburos
bajo la modalidad de producción compartida para el
área contractual Misión del AIPBN01 y el área con-
tractual Ébano del AIPBN02.
Debido a la superficie que comprende, la Subdirec-
ción de Producción Bloques Norte opera el mayor
número de campos y consecuentemente registra la
mayor actividad de desarrollo en el país. Asimismo,
produce una gran variedad de hidrocarburos, desde
gas seco y húmedo, gas y condensado, hasta aceite
ligero e incluso aceite pesado. Específicamente, en
los activos integrales de producción BN01 y BN03,
producen en su mayor parte gas no asociado, mien-
tras que el Activo Integral de Producción BN02 es
productor primordialmente de aceite.
Durante el año 2018, la subdirección alcanzó una
producción de hidrocarburos de 32.7 millones de ba-
rriles de aceite y 362.3 miles de millones de pies cú-
bicos de gas natural, los cuales significaron 90.3 mi-
llones de barriles de petróleo crudo equivalente. Lo
que representó con respecto a la producción de Pe-
mex, el 5.0, 20.7 y 9.9 por ciento de aceite, gas natu-
ral y petróleo crudo equivalente respectivamente.
Con respecto a las actividades de desarrollo realiza-
das durante 2018, la subdirección presenta el mayor
número de pozos terminados con 99 principalmente
en el AIPBN02 con 82, en el AIPBN01 con 11 y el
AIPBN03 con 6.
Durante 2018 la actividad exploratoria en esta subdi-
rección se enfocó a la delimitación de dos campos,
en aguas profundas del Norte del Golfo de México el
campo Doctus, con el pozo Doctus-1DL incorporó el
yacimiento Wilcox 200, en la porción terrestre en la
Cuenca de Veracruz el campo Ixachi, con el pozo
Ixachi-1DL ratificó el yacimiento Cretácico, juntos
contribuyen con una incorporación de reserva 3P que
asciende a 941.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente.
5.3.1 Evolución de los volúmenes originales
Los volúmenes originales de aceite y gas natural du-
rante los últimos tres años se muestran en el cuadro
Cuadro 5.9 Evolución histórica del volumen original de hi-drocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Norte.
Aceite crudo Gas natural
Año Volumen mmb mmmpc
2017 Total 87,019.7 108,523.4
Probado 38,680.7 70,183.4
Probable 21,333.4 14,642.8
Posible 27,005.6 23,697.2
2018 Total 87,753.5 111,762.1
Probado 37,755.8 69,743.2
Probable 21,677.6 15,812.1
Posible 28,320.1 26,206.8
2019 Total 90,647.5 122,018.9
Probado 38,873.8 74,957.4
Probable 23,058.5 18,501.8
Posible 28,715.2 28,559.7
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
79
5.9. Se observa que el volumen probado de la subdi-
rección, al 1 de enero de 2019, alcanzó 38,873.8 mi-
llones de barriles de aceite, que representa el 25.2
por ciento del volumen de aceite de Pemex. En cuan-
to al volumen probado de gas natural, la subdirección
tiene 74,957.4 miles de millones de pies cúbicos, que
significa 39.0 por ciento del total de Pemex. El
AIPBN02 posee los mayores volúmenes probados
con 37,061.6 millones de barriles de aceite y 46,367.9
miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que
significan 95.3 y 61.9 por ciento del total de la subdi-
rección. El AIPBN03 presenta un volumen de aceite
de 1,703.9 millones de barriles y 10,804.3 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, de este últi-
mo volumen el mayor porcentaje es de gas no asocia-
do, el campo Ixachi delimitado en 2018 en rocas del
Cretácico Superior ha contribuido en la documenta-
ción de estos volúmenes de aceite y gas alcanzados.
Finalmente, el AIPBN01 presenta el volumen original
de aceite más bajo con 108.3 millones de barriles de
aceite debido a que es un activo netamente productor
de gas no asociado y donde el volumen reportado es
de 17,785.3 miles de millones de pies cúbicos.
Los volúmenes originales probables de aceite y gas
natural de la subdirección son 23,058.5 millones de
barriles y 18,501.8 miles de millones de pies cúbi-
cos, respectivamente. Las cifras anteriores represen-
tan 80.7 y 77.9 por ciento de los totales de Pemex
correspondientes. El AIPBN02 presenta el mayor
volumen probable de la subdirección con 22,747.5
millones de barriles de aceite y 14,664.9 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural que, con
respecto a los volúmenes probables de aceite y gas
natural de la subdirección, significan 98.7 y 79.3 por
ciento respectivamente. El AIPBN01 tiene volúme-
nes originales probables de aceite y gas natural por
0.2 millones de barriles y 1,513.9 miles de millones
de pies cúbicos, respectivamente. Mientras que los
volúmenes originales probables del AIPBN03 regis-
traron un incremento quedando con 310.8 millones
de barriles de aceite y 2,322.9 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural.
Los volúmenes originales posibles de aceite y gas
natural reportados por la subdirección al 1 de enero
de 2019 alcanzan 28,715.2 millones de barriles y
28,559.7 miles de millones de pies cúbicos, respecti-
vamente. Estos volúmenes, a nivel Pemex, represen-
tan 82.2 por ciento para el aceite y 82.1 por ciento
para el gas. A nivel activo, el AIPBN02 presenta el
mayor volumen posible de la subdirección con
28,515.0 millones de barriles de aceite y 24,956.9
miles de millones de pies cúbicos de gas natural que,
con respecto a los volúmenes posibles de aceite y
gas natural de la subdirección, significan 99.3 y 87.4
por ciento respectivamente. El AIPBN01 no contabili-
za volúmenes originales posibles de aceite, en cuan-
to a su volumen original de gas natural este es de
2,022.4 miles de millones de pies cúbicos. Los volú-
menes originales posibles del AIPBN03 ascendieron
a 200.3 millones de barriles de aceite y 1,580.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural.
Es de suma importancia hacer referencia que los
campos del AIPBN01 y del AIPBN03 producen gas
no asociado principalmente, por eso es conveniente
subdividir los volúmenes originales de gas natural en
asociado y no asociado.
Los volúmenes originales de gas natural asociado y
no asociado en la categoría probada, alcanzan
47,080.2 y 27,877.3 miles de millones de pies cúbi-
cos, respectivamente. En el caso del volumen origi-
nal de gas asociado, el mayor porcentaje a nivel sub-
dirección corresponde al AIPBN02 con 95.8 por cien-
to, en tanto que para el volumen de gas no asociado
el mayor porcentaje se ubica en el AIPBN01 con 62.6
Distribución de las reservas
80
por ciento. Específicamente, el volumen original pro-
bado de gas no asociado está conformado en su ma-
yor parte por gas húmedo no asociado con 13,189.1
miles de millones de pies cúbicos, seguido del gas
seco cuyo volumen se encuentra en 9,298.8 miles de
millones de pies cúbicos, en tanto 5,389.4 miles de
millones de pies cúbicos corresponden a yacimientos
de gas y condensado.
El volumen original probable de gas natural al 1 de
enero de 2019 alcanzó 18,501.8 miles de millones de
pies cúbicos, correspondiendo al volumen de gas
asociado 13,883.6 miles de millones de pies cúbicos
y 4,618.2 miles de millones de pies cúbicos al gas no
asociado. El AIPBN02 concentra los mayores volú-
menes de gas asociado con 99.8 por ciento. El volu-
men original probable de gas no asociado está con-
formado por 2,298.4 de gas y condensado, 1,903.3
miles de millones de pies cúbicos de gas húmedo no
asociado y 416.5 miles de millones de pies cúbicos
de gas seco.
Finalmente, el volumen original posible de gas natu-
ral alcanza 28,559.7 miles de millones de pies cúbi-
cos; específicamente, 24,970.2 miles de millones de
pies cúbicos son atribuibles a volúmenes originales
de campos de gas asociado y 3,589.4 miles de millo-
nes de pies cúbicos corresponden a volúmenes de
campos de gas no asociado. Los mayores volúme-
nes originales en la categoría posible de gas asocia-
do, se ubica en los campos del AIPBN02 con
24,956.9 miles de millones de pies cúbicos o 99.9 por
ciento. Mientras que los correspondientes volúmenes
originales posibles de gas no asociado se ubican en
los campos del AIPBN01, que concentra 2,014.2 mi-
les de millones de pies cúbicos, es decir, 56.1 por
ciento y en el AIPBN03 que ascienden a 1,575.2 mi-
les de millones de pies cúbicos, los cuales represen-
tan un 43.9 por ciento. Los volúmenes originales de
gas no asociado en la subdirección están conforma-
dos por 1,001.3 miles de millones de pies cúbicos de
gas seco, 1,030.7 miles de millones de pies cúbicos
de gas húmedo, y 1,557.4 de gas y condensado.
Aceite crudo y gas natural
Al 1 de enero de 2019, los volúmenes originales de
aceite y gas de la Subdirección Producción Bloques
Norte presentan un incremento en la categoría pro-
bada de 1,118.0 millones de barriles de aceite y
5,214.3 miles de millones de pies cúbicos de gas na-
tural, respectivamente.
En comparación con el año anterior, el volumen origi-
nal de aceite en la categoría probable, al 1 de enero
de 2019, la Subdirección de Producción Bloques Nor-
te registra un incremento de 1,380.9 millones de ba-
rriles. En cuanto al volumen original probable de gas
natural de la subdirección, también se registra un
incremento con respecto al año anterior por 2,689.6
miles de millones de pies cúbicos, debido principal-
mente a la delimitación del campo Ixachi.
El volumen original de aceite crudo de la categoría
posible de la subdirección presenta un incremento de
395.1 millones de barriles, con respecto al año ante-
rior. En cuanto al volumen original de gas natural po-
sible, también se observa un incremento por 2,352.8
miles de millones de pies cúbicos. El AIPBN02 pre-
senta un incremento por 364.0 millones de barriles
de aceite y 2,488.0 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural y se debe principalmente a la revisión
de volúmenes originales en sus campos.
5.3.2 Evolución de las reservas
Las reservas probadas de la subdirección al 1 de
enero de 2019 son de 838.6 millones de barriles de
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
81
aceite y 3,970.3 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural. Respecto a las reservas probadas desa-
rrolladas, alcanzan 269.7 millones de barriles de
aceite y 1,444.0 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, mientras que las no desarrolladas son
568.9 millones de barriles de aceite y 2,526.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural.
En cuanto a las reservas probables, éstas alcanzaron
1,835.3 millones de barriles de aceite y 6,989.4 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras
que las reservas posibles son de 2,301.4 millones de
barriles de aceite y 6,805.9 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. Con respecto a las reservas
2P de la subdirección, es decir, la adición de las re-
servas probadas más probables, éstas se sitúan en
2,673.9 millones de barriles de aceite y 10,959.7 mi-
les de millones de pies cúbicos de gas natural y las
reservas 3P o adición de las reservas probadas más
probables más posibles, se ubicaron en 4,975.4 mi-
llones de barriles de aceite y 17,765.6 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas natural.
En las figuras 5.13 y 5.14 se observa la evolución
histórica de las reservas remanentes de crudo y gas
natural en las categorías probada, probable y posi-
ble. Asimismo, el cuadro 5.10 presenta la composi-
ción de acuerdo con el tipo de fluido y para cada uno
de los activos que conforman la subdirección, en tér-
minos de las reservas 1P o probada, 2P y 3P.
Con respecto a las reservas probadas totales de Pe-
mex al 1 de enero de 2019, la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Norte representa el 15.7 y 44.8 por
ciento para aceite y gas natural, respectivamente.
En relación con las reservas probadas a nivel subdi-
rección, los mayores volúmenes de reservas de
aceite se ubican en el AIPBN02 con 655.8 millones
de barriles que representa el 78.2 por ciento. Res-
pecto a la reserva probada de gas natural no asocia-
do el AIPBN01 tiene 977.9 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, que con relación a la reserva
probada de gas de la subdirección representa el
24.6 por ciento.
La reserva probada desarrollada de aceite de la Sub-
dirección de Producción Bloques Norte es 8.3 por
ciento con respecto al total de Pemex, en tanto que
la reserva probada desarrollada de gas natural equi-
vale a 28.7 por ciento del volumen total de Pemex. A
nivel subdirección, la reserva probada desarrollada
Figura 5.13 Evolución histórica de las reservas rema-nentes de aceite crudo de la Subdirección de Produc-ción Bloques Norte.
Figura 5.14 Evolución histórica de las reservas rema-nentes de gas natural de la Subdirección de Producción Bloques Norte.
mmb
788.2 740.3 838.6
1,623.5 1,669.01,835.3
2,463.0 2,272.62,301.4
2017 2018 2019
4,874.74,681.9
4,975.4
Posible
Probable
Probada
mmmpc
2,643.8 2,758.83,970.3
4,678.3 5,152.3
6,989.4
5,698.26,403.4
6,805.9
2017 2018 2019
13,020.314,314.5
17,765.6
Posible
Probable
Probada
Distribución de las reservas
82
de aceite del AIPBN02 representa el 84.7 por ciento.
En cuanto a la reserva de gas natural en la misma
categoría, el AIPBN01 concentra 46.3 por ciento del
volumen de la subdirección.
Referente a las reservas probadas no desarrolladas
de aceite y gas natural de la subdirección represen-
tan 27.6 y 66.2 por ciento, respectivamente, de los
totales de Pemex. El AIPBN02 representa el porcen-
taje más elevado de las reservas de crudo de la sub-
dirección en esta categoría con 75.1 por ciento, de la
misma forma, concentra el porcentaje más elevado
de las reservas probadas no desarrolladas de gas
natural de la subdirección, con 45.4 por ciento.
La subdirección representa el 38.0 por ciento de las
reservas probables de aceite y 72.0 por ciento de las
reservas probables de gas natural a nivel Pemex. El
AIPBN02 contiene los mayores volúmenes de reser-
vas probables de aceite y gas natural, tanto a nivel
subdirección como de Pemex con 1,608.4 millones
de barriles de aceite y 4,535.6 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural. Estos volúmenes de re-
servas representan a nivel subdirección el 87.6 y
64.9 por ciento para las reservas de aceite y gas na-
tural, respectivamente; mientras que a nivel Pemex
representan el 33.3 y 46.7 por ciento para las reser-
vas de aceite y gas natural, respectivamente.
Al 1 de enero de 2019 las reservas posibles de la
subdirección son 2,301.4 millones de barriles de
aceite y 6,805.9 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, lo cual representa el 44.9 y 74.8 por
ciento respectivamente, del total de Pemex. El
AIPBN02 concentra los mayores volúmenes de re-
servas posibles de crudo y gas natural, en un contex-
to a nivel subdirección, representan el 93.1 y 75.3 por
ciento de las reservas de aceite y gas natural, res-
pectivamente. Mientras que a nivel Pemex, las reser-
vas de aceite y gas natural del AIPBN02 representan
41.8 y 56.4 por ciento, respectivamente.
Las reservas 3P de la subdirección, es decir, la adi-
ción de las reservas probada, probable y posible al-
canzan 4,975.4 millones de barriles de aceite y
17,765.6 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Estos volúmenes de reservas permiten a la
Subdirección de Producción Bloques Norte tener el
Cuadro 5.10 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Bloques Norte, al 1 de enero de 2019.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 408.1 280.7 149.8 1,282.3 2,688.1
Bloque N01 0.0 0.0 0.0 9.5 968.4
Bloque N02 406.4 241.8 7.7 1,198.9 393.3
Bloque N03 1.7 39.0 142.1 73.9 1,326.4
2P 1,257.1 974.9 441.9 5,254.8 5,704.9
Bloque N01 0.0 0.0 0.0 17.5 1,570.4
Bloque N02 1,253.3 926.7 84.2 5,158.3 969.4
Bloque N03 3.8 48.2 357.7 79.1 3,165.0
3P 1,931.6 1,927.6 1,116.2 10,305.3 7,460.4
Bloque N01 0.0 0.0 0.0 18.2 1,968.4
Bloque N02 1,927.8 1,875.8 604.1 10,207.0 1,045.2
Bloque N03 3.8 51.7 512.1 80.1 4,446.8
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
83
32.5 por ciento de las reservas totales de aceite de
Pemex y 64.2 por ciento de las reservas totales de
gas natural. En particular, el AIPBN02 posee los por-
centajes más altos de reservas 3P de crudo y gas de
la subdirección: 4,407.7 millones de barriles y
11,252.2 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural, estos volúmenes representan 88.6 por ciento
de la reserva 3P de aceite y 63.3 por ciento del volu-
men para el gas natural a nivel subdirección.
Aceite crudo y gas natural
La reserva probada de aceite de la subdirección al 1
de enero de 2019 alcanzó 838.6 millones de barriles
que, al compararla con el año pasado, significó una
variación positiva de 131 millones de barriles. A nivel
activo, el AIPBN02 presentó una variación positiva de
13.1 millones de barriles de aceite. En el AIPBN03 se
delimitó el campo Ixachi que incorporó 110.2 millones
de barriles de aceite a la reserva probada.
Al 1 de enero de 2019, la reserva probada de gas
natural a nivel subdirección asciende a 3,970.3 miles
de millones de pies cúbicos. El AIPBN02 presentó
una variación negativa de 109.4 miles de millones los
cuales se vieron compensados con la variación posi-
tiva del AIPBN01 y AIPBN03 con 221.9 y 880.7 miles
de millones de pies cúbicos, respectivamente. A nivel
subdirección se presenta un incremento de 1,212.1
miles de millones de pies cúbicos, con respecto al
año anterior.
Referente a la reserva probable de aceite al 1 de
enero de 2019, la Subdirección de Producción Blo-
ques Norte alcanzó 1,835.3 millones de barriles de
aceite y 6,989.4 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural. Con respecto al año anterior, se regis-
tran variaciones positivas en aceite y gas natural por
166.3 millones de barriles y 1,261.0 miles de millones
de pies cúbicos, respectivamente. Prácticamente la
totalidad del incremento de las reservas de aceite y
gas se ubicó en el AIPBN03 con 173.2 millones de
barriles y 1,359.5 miles de millones de pies cúbicos,
debido a la delimitación del campo Ixachi.
Al 1 de enero de 2019, la reserva posible de aceite
de la subdirección registra una variación positiva de
28.8 millones de barriles con respecto a los valores
Cuadro 5.11 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirec-ción de Producción Bloques Norte, al 1 de enero de 2019.
Gas natural
Gas entregado en planta Gas seco
Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 3,970.3 3,278.9 3,197.3
Bloque N01 977.9 773.5 752.0
Bloque N02 1,592.2 1,115.1 1,056.5
Bloque N03 1,400.3 1,390.4 1,388.8
Probable 6,989.4 6,097.6 5,798.3
Bloque N01 610.0 490.4 477.3
Bloque N02 4,535.6 3,764.6 3,478.4
Bloque N03 1,843.8 1,842.6 1,842.6
Posible 6,805.9 5,869.4 5,355.1
Bloque N01 398.7 316.5 305.8
Bloque N02 5,124.4 4,271.3 3,767.6
Bloque N03 1,282.8 1,281.7 1,281.7
Distribución de las reservas
84
del año 2018, esta variación positiva se ubicó en el
AIPBN03 con 98.5 millones de barriles, misma que
se vio disminuida por el decremento registrado en el
AIPBN02 por 69.7 millones de barriles, en relación a
la reserva posible de gas natural la subdirección pre-
sentó un incremento de 402.5 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural con respecto a las cifras
al 1 de enero de 2018, este aumento en la reserva se
ubicó de igual manera en el AIPBN03 con 621.6 mi-
les de millones de pies cúbicos, producto de la deli-
mitación del campo Ixachi. El AIPBN02 presentó un
decremento por 163.6 miles de millones de pies cúbi-
cos de gas natural. Las reservas posibles de la sub-
dirección al 1 de enero de 2019 son de 2,301.4 millo-
nes de barriles de aceite y 6,805.9 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural. La distribución de las
reservas remanentes de gas por activo se muestra
en el cuadro 5.11.
Petróleo crudo equivalente
En términos de reservas probadas de petróleo crudo
equivalente, el valor reportado por la Subdirección de
Producción Bloques Norte, al 1 de enero de 2019, es
de 1,505.2 millones de barriles, lo que a nivel Pemex
representa 21.5 por ciento. La figura 5.15 ilustra la
distribución por activo de estas reservas. Al comparar
estas reservas con las del año anterior, se registra
una variación positiva de 285.7 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, donde la mayor varia-
ción está en el AIPBN03. Respecto a la reserva pro-
bable, expresada en petróleo crudo equivalente, di-
cho volumen asciende a 3,092.7 millones de barriles,
el cual representa el 46.8 por ciento del total de Pe-
mex, figura 5.16. Con referencia al año anterior, la
subdirección registra un incremento en la reserva de
274.3 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, a nivel activo la mayor variación se presenta en
el AIPBN03 con 440.4 millones de barriles.
En relación a la reserva posible de petróleo crudo
equivalente, ésta alcanzó 3,567.2 millones de barri-
les, que significa el 52.2 por ciento del volumen total
de Pemex. La figura 5.17 ilustra la distribución de la
reserva posible en los activos que conforman la Sub-
dirección de Producción Bloques Norte. En compara-
ción al año anterior, se presenta una variación nega-
tiva de reservas por 13.2 millones de barriles. Siendo
el AIPBN02, el que presenta dicho decremento con
225.2 millones de barriles, el cual se ve compensado
con una variación positiva en el AIPBN03 con 227.2
millones de barriles.
Figura 5.15 Reservas probadas al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Norte.
Figura 5.16 Reservas probables al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Norte.
mmbpce mmbpce
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
85
La adición de las reservas probada, probable y posi-
ble, es decir, la reserva 3P de la subdirección al 1 de
enero de 2019 alcanza 8,165.1 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, cifra que significa el
39.9 por ciento de la reserva de Pemex en esta ca-
tegoría. A nivel subdirección, el AIPBN02 representa
78.1 por ciento de la reserva 3P. La reserva 3P pre-
senta una variación positiva de 546.8 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, en compara-
ción con la evaluación al 1 de enero de 2018, aun
cuando en el AIPBN02 registra una variación negati-
va en esta categoría de reserva de 406.7 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. El
AIPBN03 tuvo una variación positiva de 959.5 millo-
nes de barriles de petróleo crudo equivalente debido
principalmente a la delimitación del campo Ixachi. La
figura 5.18 presenta los elementos de cambio para
la reserva 3P de la Subdirección de Producción Blo-
ques Norte.
Relación reserva-producción
La relación reserva-producción de la reserva probada
de la Subdirección de Producción Bloques Norte al 1
de enero de 2018 en petróleo crudo equivalente es
de 16.7 años, valor obtenido considerando una reser-
va probada de 1,505.2 millones de barriles de petró-
leo crudo equivalente y una producción en 2018 de
90.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalen-
te. Para el caso de la relación reserva-producción del
aceite, para la misma categoría, el valor es de 25.7
años, cifra obtenida a partir de una reserva de 838.6
millones de barriles de aceite y una producción de
32.7 millones de barriles de aceite. El valor alcanza-
do para la relación reserva-producción del gas es de
11.0 años, cantidad obtenida a partir de una reserva
probada de gas natural de 3,970.3 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural y una producción de
362.3 miles de millones de pies cúbicos.
Figura 5.17 Reservas posibles al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Produc-ción Bloques Norte.
Figura 5.18 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Norte.
mmbpce
mmbpce
23.7
34.534.0
42.3694.7
622.7645.8
388.2
2,066.9
2,001.8 2,182.12,759.3
2016 2017 2018 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migracionesde campos
2019
7,093.67,533.7 7,543.8
Líquidos de plantaCondensado
Aceite
Gas seco equivalente
8,165.1957.4
-118.7 -77.4 -49.8
4,308.44,874.7 4,681.9
4,975.4
-90.3
Distribución de las reservas
86
Cuando se considera la suma de las reservas proba-
das y probables, es decir, la reserva 2P, la relación
reserva-producción de la Subdirección de Producción
Bloques Norte para petróleo crudo equivalente, acei-
te y gas natural resulta en 50.9, 81.8 y 30.3 años,
respectivamente. Para la reserva total o 3P, la cual
resulta de adicionar las reservas probadas, probables
y posibles, la relación reserva-producción en petróleo
crudo equivalente, aceite y gas natural alcanza 90.5,
152.2 y 49.0 años, respectivamente.
Reservas por tipo de fluido
El cuadro 5.12 presenta la evolución histórica de las
reservas por tipo de fluido para la de la Subdirección
de Producción Bloques Norte. De esta forma, se pue-
de determinar que 55.7 por ciento de su reserva pro-
bada corresponde a crudo, 40.8 por ciento a gas se-
co equivalente a líquido, 2.6 por ciento son líquidos
de planta y el 0.8 por ciento corresponde al conden-
sado. Asimismo, la reserva probable de la subdirec-
ción está compuesta de 59.3 por ciento de aceite,
36.0 por ciento del volumen corresponde a gas seco
equivalente a líquido, 4.3 por ciento se refiere a líqui-
dos de planta y el 0.3 por ciento es condensado. Por
último, la reserva posible de la subdirección se con-
forma de 64.5 por ciento de aceite, 28.9 por ciento de
gas seco equivalente a líquido, 6.1 por ciento son
líquidos de planta y un porcentaje mínimo es decir el
0.5 por ciento corresponde al condensado.
5.4. Subdirección de Producción Bloques Sur
El área de las asignaciones pertenecientes a la Sub-
dirección de Producción Bloques Sur comprende los
estados de Campeche, Chiapas, Tabasco y Vera-
cruz. Actualmente esta subdirección de producción
cuenta con 84 asignaciones: 71 de extracción, 6 a
resguardo y 7 de exploración/extracción. Consideran-
do las asignaciones de extracción y exploración se
tienen 79 campos distribuidos en sus cuatro activos
integrales de producción: Activo Integral de Produc-
ción Bloque S01, Activo Integral de Producción Blo-
que S02, Activo Integral de Producción Bloque S03 y
el Activo Integral de Producción Bloque S04. El ma-
yor número de campos pertenece al Activo Integral
de Producción Bloque S01 que posee 24 campos, le
sigue el Activo Integral de Producción Bloque S03
Cuadro 5.12 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Norte.
Aceite Condensado
Líquidos de planta Gas seco Total
Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2017 Total 4,874.7 34.5 622.7 2,001.8 7,533.7
Probada 788.2 15.9 84.6 411.1 1,299.8
Probable 1,623.5 13.4 254.0 701.7 2,592.6
Posible 2,463.0 5.2 284.0 889.0 3,641.2
2018 Total 4,681.9 34.0 645.8 2,182.1 7,543.8
Probada 740.3 14.5 75.8 415.6 1,246.2
Probable 1,669.0 12.5 253.5 782.3 2,717.2
Posible 2,272.6 7.0 316.5 984.2 3,580.4
2019 Total 4,975.4 42.3 388.2 2,759.3 8,165.1
Probada 838.6 12.5 39.2 614.8 1,505.2
Probable 1,835.3 10.1 132.4 1,114.9 3,092.7
Posible 2,301.4 19.6 216.5 1,029.6 3,567.2
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
87
con 22 campos, el Activo Integral de Producción Blo-
que S04 con 17 campos y finalmente el Activo Inte-
gral de Producción Bloque S02 con 16 campos. En el
transcurso del año 2018 en la Subdirección de Pro-
ducción Bloques Sur se tuvo una migración a un
Contrato de Exploración y Extracción, bajo la modali-
dad de producción compartida, el cual contempla los
campos Santuario, el Golpe y Caracolillo; asimismo
se firmaron adicionalmente dos nuevos contratos
bajo la modalidad de licencia compartida que inclu-
yen los campos Ogarrio y Cárdenas-Mora.
El aporte de producción de hidrocarburos durante el
año 2018 de la Subdirección de Producción Bloques
Sur fue de 79.2 millones de barriles de aceite y 316.9
miles de millones de pies cúbicos de gas natural, los
cuales significaron 147.1 millones de barriles de pe-
tróleo crudo equivalente. Lo que representó con res-
pecto a la producción total de Pemex, el 12.0, 18.1 y
16.1 por ciento de aceite, gas natural y petróleo cru-
do equivalente respectivamente.
5.4.1. Evolución de los volúmenes originales
El volumen original probado de aceite de la Subdirec-
ción de Producción Bloques Sur presentó una varia-
ción porcentual positiva de 1.7 con respecto al ejerci-
cio anterior, situándose en 33,828.5 millones de ba-
rriles de aceite. El 68.0 por ciento del volumen origi-
nal probado de la subdirección se encuentra distribui-
do en los activos integrales de producción Bloque
S02 y Bloque S03, que juntos contabilizan 23,010.1
millones de barriles de aceite; de los cuales 11,395.4
millones de barriles de aceite corresponden al Activo
Integral de Producción Bloque S02 y 11,614.6 millo-
nes de barriles de aceite al Activo Integral de Produc-
ción Bloque S03. En comparación a lo establecido al
1 de enero de 2018, el Activo Integral de Producción
Bloque S03 presentó un incremento en su volumen
original probado de 499.5 millones de barriles de
aceite, es decir un 4.5 por ciento, mientras que el
Activo Integral de Producción Bloque S02 tuvo un
decremento de 182.2 millones de barriles de aceite,
lo que representa una disminución del 1.6 por ciento.
El resto del volumen original probado se encuentra
distribuido en los activos integrales de producción
Bloque S04 y Bloque S01, que juntos concentran
32.0 por ciento, es decir 10,818.4 millones de barri-
les, de los cuales 5,451.7 millones corresponden al
Activo Integral de Producción Bloque S04 y 5,366.7
millones de barriles al Activo Integral de Producción
Bloque S01.
La Subdirección de Producción Bloques Sur repre-
senta el 4.9 por ciento del volumen original probable
de aceite total existente para Petróleos Mexicanos,
alcanzando 1,388.1 millones de barriles. Se tuvo un
incremento de 3.3 por ciento de acuerdo con el ejer-
cicio anterior 2018, como resultado de las activida-
des de desarrollo y revisión. El 79.3 por ciento del
volumen original probable se concentra en los acti-
vos integrales de producción Bloque S03 y Bloque
S02, es decir 1,100.6 millones de barriles de aceite.
El 20.7 por ciento restante se encuentra distribuido
en los campos de los activos integrales de produc-
ción Bloque S04 y Bloque S01 con 287.5 millones
de barriles.
El volumen original posible de aceite, en compara-
ción al ejercicio 2018, sufrió una variación positiva de
109.2 millones de barriles, esto significó el 7.7 por
ciento. Por lo tanto, los valores del volumen original
de aceite posible para el 1 de enero de 2019 ascien-
den a 1,533.8 millones de barriles, que representa el
4.4 por ciento del volumen total de Pemex. El 65.8
por ciento del total se ubica en el Activo Integral de
Producción Bloque S02, que cuenta con 1,009.0 mi-
llones de barriles.
Distribución de las reservas
88
Citando al volumen de gas natural probado de la sub-
dirección al 1 de enero de 2019, cuenta con 65,164.1
miles de millones de pies cúbicos, es decir, posee
33.9 por ciento del total del volumen probado de Pe-
mex. Los activos que poseen mayor volumen de gas
son los activos integrales de producción Bloque S01
y Bloque S02 que representan el 68.4 por ciento, cu-
ya suma es equivalente a 44,544.6 miles de millones
de pies cúbicos. El 31.6 por ciento restante está dis-
tribuido en los activos integrales de producción Blo-
que S03 y Bloque S04 y corresponde a 20,619.5 mi-
les de millones de pies cúbicos.
Al 1 de enero de 2019, se calculó para la Subdirec-
ción de Producción Bloques Sur un volumen original
probable de gas natural de 2,198.7 miles de millo-
nes de pies cúbicos, lo que representa un aumento
de 3.6 por ciento en comparación a lo estimado en
el ejercicio anterior. El 75.8 por ciento del volumen
original probable de la subdirección se encuentra
distribuido en los activos integrales de producción
Bloque S01 y Bloque S03 y el 24.2 por ciento res-
tante en los activos integrales de producción Bloque
S02 y Bloque S04.
Con respecto al volumen original posible de gas na-
tural, esta subdirección de producción cuenta con
2,719.7 miles de millones de pies cúbicos, lo que re-
presentó 9.9 por ciento más con respecto al 1 de
enero de 2018. El 83.2 por ciento del volumen origi-
nal posible se concentra en los activos integrales de
producción Bloque S02 y Bloque S03 y el 16.8 por
ciento restante se concentra en los activos integrales
de producción Bloque S01 y Bloque S04. El cuadro
5.13 ilustra el comportamiento de los volúmenes ori-
ginales de aceite y gas natural para el periodo 2016-
2019 en sus diferentes categorías.
Aceite crudo y gas natural
El volumen original de aceite total 3P, que representa
la adición de las categorías de reservas probada,
probable y posible, presentó un incremento de 2.0
por ciento en comparación con el año 2018, situán-
dose en 36,750.4 millones de barriles. Los campos
que presentaron los incrementos más importantes
son: Moloacán, Chocol, Cibix, Sini y Cinco Presiden-
tes. El campo Moloacán en el año 2018 fue Asignado
a Resguardo a Petróleos Mexicanos por parte de la
CNH incorporando un volumen de 221.7 millones de
barriles de aceite. Los campos Chocol y Cibix se
anexaron como campos nuevos, sumando 128.6 y
119.9 millones de barriles de aceite respectivamente;
en el campo Sini se realizó la actualización y un nue-
vo cálculo de balance de materia teniendo un incre-
mento de 27.8 millones de barriles de aceite y por
último en el campo Cinco Presidentes se incorporó el
Bloque del pozo 937 y se realizó una actualización
de Boi y Rsi en el área Flanco, dando pauta a un in-
cremento de 19.4 millones de barriles.
Los campos que presentaron los principales decre-
mentos fueron Sen, Pareto y Terra. En el campo
Sen se realizó una actualización del volumen origi-
Cuadro 5.13 Evolución histórica del volumen original de hidrocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Sur.
Aceite crudo Gas natural
Año Volumen mmb mmmpc
2017 Total 36,520.6 70,034.2
Probado 33,670.4 65,580.8
Probable 1,312.7 1,846.1
Posible 1,537.5 2,607.3
2018 Total 36,027.6 69,860.5
Probado 33,259.3 65,261.4
Probable 1,343.7 2,123.4
Posible 1,424.6 2,475.8
2019 Total 36,750.4 70,082.6
Probado 33,828.5 65,164.1
Probable 1,388.1 2,198.7
Posible 1,533.8 2,719.7
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
89
nal por método volumétrico y por balance de mate-
ria, en donde ser reflejo una disminución de 285.0
millones de barriles. En Pareto se desincorporó el
área Oeste del campo por resultados negativos en
pozos perforados, disminuyendo 68.7 millones de
barriles de aceite su volumen. Se tuvo una desincor-
poración debido a los resultados del pozo delimita-
dor Terra-2DL que no encontró el yacimiento JSK
productor en los bloques aledaños del campo; por
tal motivo disminuyó su volumen en 33.8 millones
de barriles de aceite.
Con respecto al gas natural de la subdirección, el
volumen original total o 3P, tuvo un incremento de
222.1 miles de millones de pies cúbicos, es decir 0.3
por ciento con respecto a lo reportado en 2018. El
volumen total o 3P de gas al 1 de enero de 2019 al-
canzó la cifra de 70,082.6 miles de millones de pies
cúbicos. Los principales incrementos del volumen de
gas se presentaron en los campos Moloacán, Cho-
col, Cibix y Sini cuyas causas ya se mencionaron en
la sección de aceite. No obstante, también algunos
campos presentaron decrementos en su volumen
original 3P, siendo los campos Sen, Pareto y Terra
aquellos cuyos decrementos fueron de mayor impac-
to; su explicación ya se dio anteriormente.
Respecto al volumen original de aceite probado al 1
de enero de 2019, tuvo un incremento de 569.2 millo-
nes de barriles. Los principales campos que incre-
mentaron su volumen original de aceite probado son
Moloacán, Cibix, Chocol y Cinco Presidentes. El
campo Moloacán en el año 2018 fue Asignado a
Resguardo a Petróleos Mexicanos por parte de la
CNH incorporando un volumen de 221.7 millones de
barriles de aceite. Los campos Chocol y Cibix se
anexaron como campos nuevos, sumando 63.0 y
119.9 millones de barriles de aceite respectivamente
y el campo Cinco Presidentes se incorporó el Bloque
del pozo 937 y se realizó una actualización de Boi y
Rsi en el área Flanco, dando pauta a un incremento
de 30.1 millones de barriles. El único campo que re-
gistró un decremento en su volumen original de acei-
te probado es Sen debido a la actualización del ba-
lance de materia y del método volumétrico. Con rela-
ción al volumen original probado de gas natural resul-
tó con un decremento de 97.3 miles de millones de
pies cúbicos, al igual que en el aceite, el campo Sen
tuvo un decremento de 724.6 millones de barriles.
Con respecto al volumen original de aceite probable
al 1 de enero de 2019, se tiene un incremento de
44.4 millones de barriles. Este incremento se debe a
los campos Sini con un incremento de 27.5 millones
de barriles debido a la actualización de su balance de
materia y la adición del bloque adyacente al Este del
bloque productor y al campo Chocol con 22.0 millo-
nes de barriles por la adición por la incorporación
como campo nuevo. Citando al volumen original pro-
bable de gas natural al 1 de enero de 2019 resultó
con un incremento de 75.4 miles de millones de pies
cúbicos. Al igual que para el caso del volumen origi-
nal probable de aceite, los incrementos tuvieron lugar
en los campos Sini y Chocol con 63.3 y 16.4 miles de
millones de pies cúbicos respectivamente.
El volumen original posible tanto de aceite como para
el gas de la Subdirección de Producción Bloques Sur
resultó con un incremento de 109.2 millones de barri-
les de aceite y 244.0 miles de millones de pies cúbi-
cos de gas, el cual se originó principalmente por la
incorporación del campo Chocol como campo nuevo.
5.4.2 Evolución de las reservas
Al 1 de enero de 2019, las reservas probadas de
aceite de la Subdirección de Producción Bloques Sur
representan el 11.5 por ciento de las reservas proba-
Distribución de las reservas
90
das totales y se ubican en 610.7 millones de barriles.
Con respecto al gas, la subdirección aporta el 21.8
por ciento del total de la reserva probada, es decir,
1,934.0 miles de millones de pies cúbicos. Desglo-
sando las reservas probadas; las probadas desarro-
lladas de aceite y gas natural representan el 12.3 y
26.0 por ciento del total, respectivamente, equivalen-
tes a 401.4 millones de barriles y 1,312.3 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural. Por otra par-
te, las reservas probadas no desarrolladas alcanzan
209.3 millones de barriles de aceite y 621.7 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, es decir el
10.1 y 16.3 por ciento del total de PEP, respectiva-
mente. Los campos con mayor participación para las
reservas probadas desarrolladas en la subdirección
son el campo Jujo-Tecominoacán con 37.7 millones
de barriles de aceite y 197.3 miles de millones de
pies cúbicos de gas y el complejo Antonio J. Bermú-
dez con 37.4 millones de barriles de aceite y 108.4
miles de millones de pies cúbicos de gas.
Con relación a las reservas 2P de la Subdirección de
Producción Bloques Sur al 1 de enero de 2019, se
situaron en 774.8 millones de barriles de aceite y
2,391.1 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Con respecto a la reserva total o 3P, ésta es
de 970.8 millones de barriles de aceite y 3,065.7 mi-
les de millones de pies cúbicos de gas natural. En
las figuras 5.19 y 5.20 se muestran las variaciones
de las reservas de aceite y gas natural durante los
últimos tres años.
La distribución por activo de las reservas 1P, 2P y 3P
de aceite clasificadas como pesado, ligero y superli-
gero; y para el gas, en términos de asociado y no
asociado se indican en el cuadro 5.14. El gas no aso-
ciado incluye los yacimientos de gas y condensado,
gas húmedo y gas seco. Tomando en cuenta la clasi-
ficación del aceite por su calidad, la Subdirección de
Producción Bloques Sur posee el 32.3 por ciento de
la reserva probada de aceite superligero con respec-
to al total de Pemex, 30.1 por ciento de aceite ligero
y 2.3 por ciento de aceite pesado. Los activos inte-
grales de producción que poseen los mayores volú-
menes de reservas probadas de aceite superligero
en la subdirección de producción son el Activo Inte-
gral de Producción Bloque S02 con 69.0 millones de
barriles de aceite lo que representa el 45.5 por ciento
y el Activo Integral de Producción Bloque S03 con
35.2 por ciento. Con respecto al aceite ligero, el acti-
vo que concentra más de la mitad de las reservas de
este tipo de aceite es el Activo Integral de Producción
Figura 5.19 Evolución histórica de las reservas rema-nentes de aceite crudo de la Subdirección de Produc-ción Bloques Sur.
Figura 5.20 Evolución histórica de las reservas rema-nentes de gas natural de la Subdirección de Producción Bloques Sur.
mmb
893.0
660.9 610.7
144.9
146.0164.1
264.3
231.0196.0
2017 2018 2019
1,302.2
1,038.0970.8
Posible
Probable
Probada
mmmpc
2,734.62,213.6
1,934.0
335.5
442.4457.1
589.3
721.5
674.7
2017 2018 2019
3,659.43,377.5
3,065.7
Posible
Probable
Probada
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
91
Bloque S03 con el 58.1 por ciento, es decir 218.7
millones de barriles de aceite. En relación con la re-
serva probada de gas natural, para la Subdirección
de Producción Bloques Sur el 73.7 por ciento es gas
asociado y 26.3 por ciento corresponde a gas no
asociado. Los activos que contienen la mayor canti-
dad de gas asociado son el Activo Integral de Pro-
ducción Bloque S03 y el Activo Integral de Produc-
ción Bloque S02 con 746.6 y 393.2 miles de millones
de gas asociado respectivamente, la suma de ambos
activos integrales de producción representa el 80.0
por ciento de gas asociado en la subdirección.
La reserva probable de aceite de la Subdirección de
Producción Bloques Sur es de 164.1 millones de
barriles de aceite, lo que representa 3.4 por ciento
de la reserva probable total de Petróleos Mexicanos.
Para el gas natural, su reserva probable alcanza
457.1 miles de millones de pies cúbicos, aportando
el 4.7 por ciento del total. Con respecto a la reserva
posible, la Subdirección de Producción Bloques Sur
contribuye con 3.8 y 7.4 por ciento del total de aceite
y gas respectivamente, es decir con 196.0 millones
de barriles de aceite y 674.7 miles de millones de
pies cúbicos de gas.
Aceite crudo y gas natural
Las cifras de reserva probada de aceite en compa-
ración al ejercicio anterior en la Subdirección de
Producción Bloques Sur muestran un incremento de
4.4 por ciento, debido a la incorporación de 28.9
millones de barriles en los conceptos de comporta-
miento, desarrollo, delimitación, descubrimiento y
revisión de campos. La reserva probada al 1 de
enero de 2019 se encuentra alrededor de los 610.7
millones de barriles de aceite.
Los principales campos que incrementaron su valor
de reserva en esta categoría son Caparroso-Pijije-
Escuintle, Rabasa, Tupilco, Puerto Ceiba, Terra y
Sini. El campo Caparroso-Pijije-Escuintle mostro un
aumento de 6.0 millones de barriles de aceite debido
a la producción y presión en los pozos productores
Cuadro 5.14 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Bloques Sur, al 1 de enero de 2019.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 82.9 376.2 151.6 1,424.6 509.4
Bloque S01 1.6 10.4 25.8 79.0 418.0
Bloque S02 43.0 62.8 69.0 393.2 66.0
Bloque S03 20.3 218.7 53.4 746.6 25.1
Bloque S04 18.0 84.3 3.3 205.8 0.4
2P 120.3 451.5 203.0 1,610.0 781.0
Bloque S01 3.5 14.8 43.5 98.9 586.2
Bloque S02 67.7 67.4 81.3 421.0 147.0
Bloque S03 27.2 251.7 73.9 817.9 47.0
Bloque S04 21.8 117.6 4.3 272.3 0.7
3P 187.4 495.8 287.6 1,755.9 1,309.9
Bloque S01 3.5 16.0 43.5 101.1 586.2
Bloque S02 132.2 67.4 131.4 433.0 675.9
Bloque S03 29.4 271.4 106.1 892.4 47.0
Bloque S04 22.3 140.9 6.6 329.4 0.7
Distribución de las reservas
92
del bloque llamado Escuintle Bloque-II se han mante-
nido por encima de lo pronosticado. Para el caso del
campo Rabasa se observó un incremento de reserva
de 5.5 millones de barriles de aceite por el comporta-
miento de producción de pozos del campo y conside-
ración de una menor declinación para las intervencio-
nes programadas en esta categoría. El campo Tupil-
co mostró una adición de 5.4 millones de barriles de
aceite ya que durante el periodo de producción 2018
tuvo una menor declinación, permitiendo tener mayor
recuperación en los pozos productores y en las termi-
naciones programadas en esta categoría. Los pozos
productores del campo Puerto Ceiba a nivel Cretáci-
co y Jurásico mostraron un mejor comportamiento de
producción y presión que lo pronosticado en el ejerci-
cio de reservas anterior, lo que ocasionó un incre-
mento de 5.2 millones de barriles de aceite. Con lo
que respecta al campo Terra se tuvo un incremento
en la reserva probada, debido a la delimitación del
bloque Sur del campo por el pozo Terra 2DL, resul-
tando productor e incorporando un volumen de reser-
va probada de 4.7 millones de barriles de aceite en el
yacimiento cretácico. El flujo fraccional de agua en
los pozos productores del campo Sini se ha manteni-
do estable, mostrando un mantenimiento en la pro-
ducción de aceite, es por esta razón que para este
campo se cuantificaron 4.0 millones de barriles de
aceite adicional al ciclo anterior. Aunado a estos
campos se tuvo un incremento de 4.5 millones de
barriles de aceite por el descubrimiento e incorpora-
ción del campo Chocol.
Los campos cuyos decrementos tuvieron mayor im-
pacto en las cifras a nivel subdirección son los cam-
pos Tintal, Chinchorro, Chiapas-Copanó, Giraldas y
Guaricho con una disminución de 3.9, 3.5, 2.3, 2.1 y
2.1 millones de barriles de aceite respectivamente.
Tintal y Chinchorro desincorporaron reservas debido
a su comportamiento de la producción de hidrocarbu-
ro en ambos campos observando una mayor declina-
ción debida al incremento del flujo fraccional del agua
y disminución de la presión. Los campos Chiapas-
Copanó y Giraldas sufrieron un cambio en el tipo de
fluido a reportar, cambiando de un aceite volátil a gas
y condensado; y por último el campo Guaricho cuyo
decremento de reservas probadas fue por el resulta-
do de 2 intervenciones a pozos del bloque principal
del campo durante 2018, los cuales manifiestan alto
porcentaje de agua y originaron la cancelación de 3
reparaciones mayores en el mismo bloque.
Al 1 de enero de 2019, las reservas probadas de gas
natural de la Subdirección de Producción Bloques
Sur, al igual que el aceite, presentó un incremento en
comparación al ejercicio anterior de 37.3 miles de
millones de pies cúbicos, que representa el 1.7 por
ciento. Las reservas probadas se estimaron en
1,934.0 miles de millones de pies cúbicos de gas na-
tural. Los principales campos que mostraron un in-
cremento de gas fueron Terra, Íride, Rabasa, Capa-
rros-Pijije-Escuintle, Teotleco y Giraldas. El campo
Terra tuvo un incremento de 27.9 miles de millones
de pies cúbicos de gas debido a la delimitación del
bloque Sur del campo por el pozo Terra 2DL, resul-
tando productor e incorporando un volumen de reser-
va probada. Referente al campo Íride se cuantifico
una reserva adicional de 20.7 miles de millones de
pies cúbicos derivado al incremento de la RGA de los
pozos Íride 1143, 2154, 2156 y 3124. Para el campo
Rabasa, este tuvo un incremento de 16.4 miles de
millones de pies cúbicos originado por el buen com-
portamiento de producción de pozos del campo, con-
siderando una menor declinación para las interven-
ciones programadas en esta categoría. Con respecto
al campo Caparroso-Pijije-Escuintle mostró un au-
mento de 16.1 millones de pies cúbicos de gas debi-
do a que la producción y presión en los pozos pro-
ductores del bloque llamado Escuintle Bloque-II se
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
93
han mantenido estable. La producción de los pozos
del bloque III del campo Teotleco a lo largo del año
2018 se ha mantenido con una declinación menor a
la estimada, esto dio pauta a que se tuviera un incre-
mento de 14.4 miles de millones de pies cúbicos de
gas. Lo que corresponde al campo Giraldas se docu-
mentó una reserva incremental de 12.4 miles de mi-
llones de pies cúbicos de gas, este efecto se originó
por comportamiento y estabilidad de la presión y el
flujo fraccional de agua del campo clasificando las
reparaciones mayores de los pozos Giraldas-119 y
Giraldas-139 de probables a probadas.
Los decrementos en la reserva probada de gas en la
Subdirección de Producción Bloques Sur de mayor
relevancia se presentaron en los campos Jujo-
Tecominoacán, Samaria y Chinchorro. Para el campo
Jujo-Tecominoacán se tuvo un decremento de 26.8
miles de millones de pies cúbicos de gas ya que se
tuvo una mayor declinación de la producción en los
pozos productores con alta RGA y un mayor incre-
mento del flujo fraccional de agua en el campo con
respecto a lo estimado, por tal motivo se cancelaron
dos reparaciones mayores por alto riesgo dinámico y
se cerraron pozos por alto porcentaje de nitrógeno.
El campo Samaria reflejó una disminución de 22.7
miles de millones de pies cúbicos debido a que los
resultados de las intervenciones realizadas en el
campo a lo largo del año 2018 mostraron menores
producciones de gas y como consecuencia menor
RGA, por lo cual, se ajustó la RGA de 18 reparacio-
nes mayores futuras, consideradas en la categoría
de reservas PDNP, así como la desincorporación de
la localización del pozo Samaria-4121. Por último, el
campo Chinchorro que presentó una disminución de
13.9 miles de millones de pies cúbicos de gas debido
a los resultados no favorables en una reparación ma-
yor realizada al pozo Chinchorro-2 y al comporta-
miento de producción de gas durante el año 2018.
Las reservas probables de aceite se estimaron con
un incremento de 18.1 millones de barriles de acei-
te, lo que representa un 12.4 por ciento con respec-
to al ejercicio anterior. Al 1 de enero de 2019, la re-
serva probable se situó en 164.1 millones de barriles
de aceite. Los principales campos que presentaron
un incremento de reserva de aceite en la categoría
probable fueron: Castarrical, Tintal, Cibix, Íride y Sini
con un incremento de 8.7, 5.8, 3.2, 2.4 y 2.3 millo-
nes de barriles respectivamente. El incremento de
reserva de aceite en esta categoría en el campo
Castarrical se debió a que se tuvo una menor decli-
nación de la producción y a la propuesta de cuatro
nuevas localizaciones (Castarrical-90, Castarrical-
91, Castarrical-92 y Castarrical-93) de acuerdo con
la actualización del estudio sísmico. El campo Tintal
incremento su reserva probable debido a que se
realizó un nuevo modelo geológico y se programa-
ron cuatro nuevas localizaciones (Tintal-7D, Tintal-
90, Tintal-31D y Tintal-41D) en nuevas áreas de
oportunidad. Cibix se incorporó por descubrimiento
con la perforación del pozo Cibix-1. En el campo
Íride se reclasificó reserva de cuatro localizaciones
del yacimiento Arenas 1, 4 y 6 de posible a proba-
ble. Por último, el campo Sini cuyo incremento fue
por la adición de una localización (Sini-13) en el blo-
que adyacente al bloque productor. Los campos que
mostraron una disminución de aceite en la reserva
probable fueron los campos Magallanes-Tucán-
Pajonal con un decremento de 4.6 millones de barri-
les de aceite por reclasificación de 21 reparaciones
mayores del Área Central de reservas probables a
reservas posibles, así como 3 terminaciones reubi-
cadas en el Área 400-900 del campo, y Madrefil y
Paché que en su conjunto disminuyeron 6.4 millones
de barriles de aceite, Madrefil debido a la cancela-
ción de 2 reparaciones mayores de los pozos Ma-
drefil-31 y Madrefil-32 como resultado de la perfora-
ción del pozo Madrefil-131 resultando no productor y
Distribución de las reservas
94
para el caso de Paché debido al comportamiento de
la producción de aceite del campo, se cancelan las
dos localizaciones Pache-41 y Pache-42.
Citando al gas natural, la reserva probable se en-
cuentra en 457.1 miles de millones de pies cúbicos al
1 de enero de 2019. Esta cifra representa un incre-
mento de 14.7 miles de millones de pies cúbicos con
respecto al valor reportado el 1 de enero de 2018.
Este incremento se debió principalmente a los cam-
pos Sini, Cibix, Íride y Castarrical. El campo Sini
mostró un incremento de 9.9 miles de millones de
pies cúbicos debido a la adición de una localización
(Sini-13) en el bloque adyacente al bloque productor.
Cibix incorporó 6.1 miles de millones de pies cúbicos
por descubrimiento con el pozo Cibix-1. El campo
Íride reportó un incremento de 5.9 miles de millones
de pies cúbicos derivado al incremento de la produc-
ción de gas de 4 pozos mesozoicos cercanos al cam-
po Samaria, esto por la disminución de la presión
debido a la cancelación del proyecto de manteni-
miento de presión (inyección de nitrógeno); y por últi-
mo el campo Castarrical incorporó 5.3 miles de millo-
nes de pies cúbicos por una menor declinación de la
producción y propuesta de cuatro nuevas localizacio-
nes (Castarrical-90, Castarrical-91, Castarrical-92 y
Castarrical-93) de acuerdo con la actualización del
estudio sísmico. Los campos que mostraron los de-
crementos más importantes en la reserva probable
de gas fueron los campos Magallanes-Tucán-Pajonal
con un decremento de 6.1 miles de millones de pies
cúbicos por la reclasificación de 21 reparaciones ma-
yores del Área Central de reservas probables a re-
servas posibles, así como 3 terminaciones reubica-
das en el Área 400 y 900 del campo y los campos
Giraldas, Paché y Madrefil que en conjunto disminu-
yeron 17.0 miles de millones de pies cúbicos de gas
debido a las mismas circunstancias ya mencionadas
para el caso del aceite.
La reserva posible de aceite de la Subdirección de
Producción Bloques Sur al 1 de enero de 2019 pre-
senta un decremento de 35.0 millones de barriles de
aceite, se ubica en 196.0 millones de barriles, que
con respecto al año anterior se tiene una variación
negativa de 15.2 por ciento. Los principales campos
que presentan decremento en su reserva posible son:
Terra, Puerto Ceiba y Samaria. El campo Terra tuvo
una reducción en su reserva posible de aceite de 21.2
millones de barriles de aceite debido a los resultados
de la prueba extendida de presión-producción realiza-
da en el pozo delimitador Terra 2DL, perforado en el
bloque Sur del campo; en dicha prueba se identificó
que el volumen hidrocarburos en este bloque era me-
nor de lo estimado, reduciendo la actividad física, por
lo que se cancelaron 4 localizaciones con objetivo
JSK (Terra-147, Terra-148, Terra-149 y Terra-321) y
3 reparaciones mayores (Terra-147, Terra-149 y Te-
rra-321) planeadas para explotar el yacimiento del
Cretácico. En el campo Puerto Ceiba se estimó su
reserva 9.2 millones de barriles de aceite por debajo
a comparación del ejercicio anterior, debido a la can-
celación de las localizaciones Puerto Ceiba-127 y
Puerto Ceiba-170 al no resultar rentables. En el cam-
po Samaria, se tuvo una disminución de 4.5 millones
de barriles de aceite debido a la reclasificación de
reservas de 22 reparaciones mayores en el yacimien-
to Arenas 6, 4 y 1 de posible a probada. Los campos
que mayor reserva incorporaron en este rubro fueron
Tintal y Magallanes-Tucán-Pajonal con un incremento
de reservas de 2.2 y 4.6 millones de barriles de aceite
respectivamente. Para el campo Tintal el incremento
tuvo razón de ser por la incorporación de dos nuevas
localizaciones Tintal-21D y Tital-24D en el bloque
adyacente al productor de acuerdo con la actualiza-
ción del modelo estático y Magallanes-Tucán-Pajonal
se reclasificó reserva probable a posible por la recla-
sificación de 21 reparaciones mayores del Área Cen-
tral, así como 3 terminaciones reubicadas en el Área
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
95
400 y 900 del campo. Las reservas posibles de gas
natural presentan un decremento con respecto al año
anterior por 46.9 miles de millones de pies cúbicos,
por lo que la reserva remanente alcanza un valor al 1
de enero de 2019 de 674.7 miles de millones de pies
cúbicos. El decremento de mayor impacto fue ocasio-
nado por el campo Terra con 60.8 miles de millones
de pies cúbicos de gas, mismas razones que para el
caso del aceite ya explicadas anteriormente; y los
campos Puerto Ceiba y Madrefil que juntos disminu-
yeron 10.0 miles de millones de pies cúbicos de gas,
Para el caso de Puerto Ceiba se cancelaron las locali-
zaciones Puerto Ceiba-127 y Puerto Ceiba-170, no
siendo rentables por su alto costo y para Madrefil por
el resultado no satisfactorio del pozo Madrefil-131,
resultando no productor, cancelando las localizacio-
nes Madrefil-24 y Madrefil-34. El campo que reflejó de
mayor crecimiento en su reserva posible de gas es el
campo Magallanes-Tucán-Pajonal con 7.2 miles de
millones de pies cúbicos de gas. En el cuadro 5.15 se
muestra la distribución por activo de las reservas de
gas natural, gas entregado en planta y gas seco.
Petróleo crudo equivalente
Al 1 de enero de 2019, la reserva total o 3P de petró-
leo crudo equivalente de la Subdirección de Produc-
ción Bloques Sur, representa el 8.1 por ciento del
total de Pemex y está calculada en 1,660.3 millones
de barriles. Esta cifra en comparación a la del año
2018, presenta un decremento del 0.7 por ciento. Los
mayores volúmenes de reservas 3P de petróleo cru-
do equivalente se concentran en los activos integra-
les de producción Bloque S03 y Bloque S02 con
623.6 y 590.1 millones de barriles, respectivamente,
representando 73.1 por ciento de la subdirección. La
figura 5.21 ilustra el balance de la reserva 3P de pe-
tróleo crudo equivalente de la subdirección al 1 de
enero de 2019 y años anteriores.
De la reserva probada total de Petróleos Mexicanos,
1,047.9 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente pertenecen a la Subdirección de Producción
Bloques Sur, lo que representa el 14.9 por ciento,
figura 5.22. En comparación con el ejercicio anterior
Cuadro 5.15 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirec-ción de Producción Bloques Sur, al 1 de enero de 2019.
Gas natural
Gas entregado en planta Gas seco
Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 1,934.0 1,825.8 1,452.0
Bloque S01 497.0 488.6 391.6
Bloque S02 459.1 455.0 359.0
Bloque S03 771.7 754.9 595.9
Bloque S04 206.2 127.3 105.5
Probable 457.1 421.7 336.7
Bloque S01 188.1 185.6 148.5
Bloque S02 108.9 107.9 85.1
Bloque S03 93.2 87.8 69.5
Bloque S04 66.8 40.4 33.5
Posible 674.7 643.7 509.1
Bloque S01 2.2 2.1 1.6
Bloque S02 540.8 536.2 423.1
Bloque S03 74.6 73.3 57.8
Bloque S04 57.1 32.1 26.6
Distribución de las reservas
96
se tiene un incremento de 20.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, originado principal-
mente por los campos Terra, con un incremento de
11.0 millones de barriles debido a una reclasificación
por delimitación, Caparroso-Pijije-Escuintle que au-
mentó su reserva 9.5 millones de barriles por actuali-
zación de su volumen original y por la propuesta del
pozo Escuintle-144 en el Bloque Escuintle B-II, Raba-
sa que tuvo un incrementó de 8.1 millones de barriles
por el comportamiento de producción de los pozos
del campo y se considera una menor declinación pa-
ra las intervenciones programadas en esta categoría,
Puerto Ceiba que tuvo un aumento de 6.8 millones
de barriles ocasionado por una menor declinación del
yacimiento, Tupilco con un aumento de 6.1 millones
de barriles donde se observa una menor declinación
del yacimiento y se proponen localizaciones cerca-
nas a las fallas, Sini que incrementa 5.6 millones de
barriles por actualización de volumen original y Cho-
col y Cibix que adicionan 5.4 y 4.8 millones de barri-
les respectivamente por descubrimiento.
Las reservas probables de la Subdirección de Produc-
ción Bloques Sur al 1 de enero de 2019, alcanzó
264.2 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, valor que representa 4.0 por ciento del total de
las reservas probables pertenecientes a Pemex, figu-
ra 5.23. Comparándolo con el ejercicio anterior, se
Figura 5.21 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Sur.
Figura 5.22 Reservas probadas al 1 de enero de 2019, distribui-das por activo en la Subdirección de Producción Bloques Sur.
mmbpce
42.1 18.4
10.313.6
430.6299.4
277.5234.1
716.9
512.4
493.4441.8
2016 2017 2018 Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migracionesde campos
2019
3,021.9
2,132.4
1,819.2
Líquidos de planta
Condensado
Aceite
Gas seco equivalente
1,660.3
7.7 8.1 4.4
-147.1
1,832.3 1,302.21,038.0 970.8
-32.0
mmbpce
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
97
tuvo un incremento de 18.5 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, originado principalmente
por los campos Castarrical que incrementó 9.9 millo-
nes de barriles su reserva probable debido a la pro-
puesta de nuevas localizaciones generadas con la
actualización del estudio sísmico, Tintal que tuvo un
aumento de 5.8 millones de barriles originado por la
propuesta de 4 nuevas localizaciones en el bloque
adyacente a partir de la actualización del estudio sís-
mico, Sini tuvo un incremento de 4.6 millones de barri-
les por incorporación del bloque adyacente al Este del
bloque productor, Cibix adicionó 4.3 millones por des-
cubrimiento e Íride adicionó 3.7 millones de barriles
debido al incremento en la producción de gas por
apertura de pozos con menor volumen de nitrógeno.
En lo correspondiente a la reserva posible al 1 de
enero de 2019, la Subdirección de Producción Blo-
ques Sur contribuye con 348.2 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, lo que representa el
5.1 por ciento de la reserva a nivel Pemex. Con res-
pecto al ejercicio 2018 se tiene una ligera disminu-
ción de 50.8 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, lo que representa una variación del 12.7
por ciento. Esta reducción se debe principalmente a
los campos que disminuyeron sus reservas en esta
categoría que son Terra con 35.7 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente debido a que tuvo una
desincorporación del yacimiento Sur del Jurásico Su-
perior Kimmeridgiano y reclasificó en los yacimientos
del Cretácico, Puerto Ceiba con 10.6 millones de ba-
Figura 5.23 Reservas probables al 1 de enero de 2019, distribui-das por activo en la Subdirección de Producción Bloques Sur.
mmbpce
Figura 5.24 Reservas posibles al 1 de enero de 2019, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Sur.
mmbpce
Distribución de las reservas
98
rriles de petróleo crudo equivalente debido a la can-
celación de localizaciones posibles que no resultaron
rentables por requerir una alta inversión, Samaria
con 4.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente por reclasificación de reservas posibles a pro-
badas y Madrefil con 3.8 millones de barriles de pe-
tróleo crudo equivalente por la cancelación de inter-
venciones mayores debido a los resultados del pozo
Madrefil-131. Los campos Tupilco y Valeriana tam-
bién tuvieron una reducción en esta categoría de 2.3
millones de barriles cada uno, el primero se debió a
que el campo presentó mayor declinación y el segun-
do a que se modificó su plan de explotación. En la
figura 5.24 se muestra la participación de los activos
integrales en las reservas posibles de la Subdirec-
ción de Producción Bloques Sur.
Relación reserva-producción
Para la reserva probada al 1 de enero de 2019, la
relación reserva-producción de la Subdirección de
Producción Bloques Sur alcanzó un valor de 7.1
años, cifra que se obtuvo a partir de una reserva de
1,047.9 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente y una producción de 147.1 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente. Para la suma de
las reservas probadas y probables de petróleo crudo
equivalente, es decir, la reserva 2P, la relación reser-
va-producción es 8.9 años, mientras que para la re-
serva 3P o total resulta de 11.3 años. El Activo Inte-
gral de Producción Bloque S03 presenta las mayores
relaciones reserva-producción de la subdirección en
la categoría de reservas probadas, 2P y 3P con 13.9,
16.3 y 18.4 años, respectivamente.
Considerando las reservas de aceite 1P, 2P y 3P,
y una producción anual de 79.2 millones de barri-
les de aceite en el año 2018, las relaciones reser-
va-producción de aceite para la subdirección son
7.7, 9.8 y 12.3 años, respectivamente. El Activo
Integral de Producción Bloque S03 presenta la ma-
yor relación reserva-producción de aceite en sus
categorías 1P, 2P y 3P con 13.7, 16.5 y 19.0 años,
respectivamente.
Con respecto al gas natural, la relación reserva pro-
bada-producción de la Subdirección de Producción
Bloques Sur es de 6.1 años, considerando una reser-
Cuadro 5.16 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Sur.
Aceite Condensado
Líquidos de planta Gas seco Total
Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2017 Total 1,302.2 18.4 299.4 512.4 2,132.4
Probada 893.0 15.8 222.6 381.2 1,512.7
Probable 144.9 1.4 26.9 46.8 219.9
Posible 264.3 1.2 49.9 84.4 399.8
2018 Total 1,038.0 10.3 277.5 493.4 1,819.2
Probada 660.9 7.9 182.3 323.4 1,174.5
Probable 146.0 1.2 35.1 63.4 245.7
Posible 231.0 1.3 60.0 106.6 399.0
2019 Total 970.8 13.6 234.1 441.8 1,660.3
Probada 610.7 10.4 147.6 279.2 1,047.9
Probable 164.1 1.3 34.1 64.7 264.2
Posible 196.0 1.9 52.4 97.9 348.2
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
99
va de 1,934.0 miles de millones de pies cúbicos y
una producción anual de 316.9 miles de millones de
pies cúbicos y para la reserva 2P y 3P dicha relación
resulta de 7.5 y 9.7 años, respectivamente. El activo
de producción que presenta la mayor relación reser-
va-producción en sus categorías 1P, 2P y 3P es el
Activo Integral de Producción Bloque S03 con 14.3,
16.1 y 17.5 años, respectivamente.
Reservas por tipo de fluido
La reserva probada remanente al 1 de enero de 2019
es de 1,047.9 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, de los cuales el 58.3 por ciento es aceite
crudo, 1.0 por ciento de condensado, 14.1 por ciento
de líquidos de planta y 26.6 por ciento de gas seco
equivalente a líquido. La evolución de las reservas de
hidrocarburos en función del tipo de fluido referidas al
1 de enero de los años 2017 a 2019, se muestra en
el cuadro 5.16.
La reserva probable alcanza un volumen de 264.2
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Está constituida por 62.1 por ciento de aceite crudo,
0.5 por ciento de condensado, 12.9 por ciento de lí-
quidos de planta y 24.5 por ciento de gas seco equi-
valente a líquido. Con respecto a la reserva posible
de petróleo crudo equivalente, ésta asciende a 348.2
millones de barriles y está distribuida en 56.3 por
ciento de aceite crudo, 0.6 por ciento de condensado,
15.0 por ciento de líquidos de planta y 28.1 por ciento
de gas seco equivalente a líquido.
101
Abreviaturas
Concepto
1P Reservas probadas
2D Bidimensional
2P Reservas probadas más probables
3D Tridimensional
3P Reservas probadas más probables más posibles
AAPG American Association of Petroleum Geologists
AE Asignación exploratoria
AIPBAS01-01 Activo Integral de Producción Bloque AS01-01
AIPBAS01-02 Activo Integral de Producción Bloque AS01-02
AIPBAS02-03 Activo Integral de Producción Bloque AS02-03
AIPBAS02-04 Activo Integral de Producción Bloque AS02-04
AIPBN01 Activo Integral de Producción Bloque N01
AIPBN02 Activo Integral de Producción Bloque N02
AIPBN03 Activo Integral de Producción Bloque N03
AIPBS01 Activo Integral de Producción Bloque S01
AIPBS02 Activo Integral de Producción Bloque S02
AIPBS03 Activo Integral de Producción Bloque S03
AIPBS04 Activo Integral de Producción Bloque S04
API American Petroleum Institute
b Barriles
bd Barriles diarios
Boi Factor de volumen inicial del aceite
Btp Brecha
BTU British thermal unit
CAA Contacto agua-aceite
CBM Coal bed methane
CEE Contrato de exploración y extracción
CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos
COT Carbono orgánico total
cP Centipoise
CPG Complejo procesador de gas
DL Delimitador
102
Concepto
EAGE European Association of Geoscientists and Engineers
Estrg Estrangulador
feem Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo
fegsl Factor de equivalencia de gas seco a líquido
fei Factor de encogimiento por impurezas
felp Factor de encogimiento por licuables en planta
felt Factor de encogimiento por licuables en el transporte
frc Factor de recuperación de condensados
frlp Factor de recuperación de líquidos en planta
gr/cm3 Gramos sobre centímetro cúbico
Hb Espesor bruto
Hn Espesor neto
JSK Jurásico Superior Kimmeridgiano
kg/cm2 Kilogramos sobre centímetro cuadrado
KI Cretácico Inferior
KM Cretácico Medio
km Kilómetros
KS Cretácico Superior
m Metros
mb Miles de barriles
mbpce Miles de barriles de petróleo crudo equivalente
mmb Millones de barriles
mmbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
mmmb Miles de millones de barriles
mmmbpce Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente
mmmpc Miles de millones de pies cúbicos
mmpc Millones de pies cúbicos
mmpcd Millones de pies cúbicos diarios
mpc Miles de pies cúbicos
N/G Relación neto-bruto
NW Noroeste
OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo
103
Concepto
pc Pies cúbicos
PCE Petróleo crudo equivalente
PDNP Probada desarrollada no produciendo
Pemex Petróleos Mexicanos
PEP Pemex Exploración y Producción
PHIE Porosidad
PRMS Petroleum Resources Management System
PVT Presión Volumen Temperatura
Qg Gasto de gas
Qo Gasto de aceite
RGA Relación gas-aceite
Rsi Relación gas-petróleo en solución inicial
SEC Securities and Exchange Commission
SEG Society of Exploration Geophysicists
SPBAS01 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01
SPBAS02 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02
SPBN Subdirección de Producción Bloques Norte
SPBS Subdirección de Producción Bloques Sur
SPE Society of Petroleum Engineers
SPEE Society of Petroleum Evaluation Engineers
SPWLA Society of Petrophysicists and Well Log Analysts
Sw Saturación de agua
TR Tubería de revestimiento
WPC World Petroleum Council
Yac Yacimiento
105
Glosario
Aceite: Porción de petróleo que existe en fase
líquida en los yacimientos y permanece así en condi-
ciones originales de presión y temperatura. Puede
incluir pequeñas cantidades de substancias que no
son hidrocarburos.
Aceite ligero: La densidad de este aceite es ma-
yor a 27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.
Aceite pesado: Es aquél cuya densidad es menor
o igual a 27 grados API.
Aceite superligero: Su densidad es mayor a los
38 grados API.
Acumulación: Ocurrencia natural de hidrocarbu-
ros en un yacimiento.
Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad
exploratoria. Comprende los descubrimientos y delimi-
taciones de un campo durante el periodo en estudio.
Aguas profundas: Zonas costa afuera donde la
profundidad del agua es mayor o igual a 500 metros,
pero menor a 1,500 metros.
Anticlinal: Configuración estructural de un paquete
de rocas que se pliegan, y en la que las rocas se incli-
nan en dos direcciones diferentes a partir de una cresta.
Área probada: Proyección en planta de la parte
conocida del yacimiento correspondiente al volumen
probado.
Asignación: El acto jurídico administrativo me-
diante el cual el Ejecutivo Federal otorga exclusiva-
mente a un asignatario el derecho para realizar activi-
dades de exploración y extracción de hidrocarburos
en el área de asignación, por una duración específica.
Asignatario: Petróleos Mexicanos o cualquier
otra empresa productiva del Estado que sea titular de
una asignación y operador de un área de asignación.
Barril: Unidad de volumen para petróleo e hidro-
carburos derivados; equivale a 42 galones o 158.9873
litros. Un metro cúbico equivale aproximadamente a
6.2898 barriles.
Bombeo neumático: Sistema artificial de produc-
ción que se emplea para elevar el fluido de un pozo
mediante la inyección de gas a través de la tubería
de producción, o del espacio anular de ésta y la tube-
ría de revestimiento.
Campo: Área consistente de uno o múltiples yaci-
mientos, todos ellos agrupados o relacionados de
acuerdo con los mismos aspectos geológicos estruc-
turales y/o condiciones estratigráficas. Pueden existir
dos o más yacimientos en un campo separados verti-
calmente por una capa de roca impermeable o late-
ralmente por barreras geológicas, o por ambas.
Complejo: Serie de campos que comparten instala-
ciones superficiales de uso común, además de presen-
tar yacimientos con similares condiciones litológicas, es-
tructurales, petrofísicas, sedimentológicas y de fluidos.
Glosario
106
Condensados: Líquidos del gas natural constitui-
dos principalmente por pentanos y componentes de
hidrocarburos más pesados.
Condiciones estándar: Son las cantidades a las
que la presión y temperatura deberán ser referidas.
Para el sistema inglés son 14.73 libras por pulgada
cuadrada para la presión y 60 grados Fahrenheit pa-
ra la temperatura.
Cuenca: Receptáculo de grandes dimensiones
donde se deposita una columna de sedimentos prove-
nientes de rocas circundantes preexistentes y que
comparte una historia estratigráfica y tectónica común.
Delimitación: Actividad de exploración que incre-
menta o reduce reservas por medio de la perforación
de pozos delimitadores.
Densidad: Propiedad intensiva de la materia que
relaciona la masa de una sustancia y su volumen a tra-
vés del cociente entre estas dos cantidades. Se expresa
en gramos por centímetro cúbico, o en libras por galón.
Densidad API: Medida de la densidad de los pro-
ductos líquidos del petróleo, derivado a partir de su
densidad relativa de acuerdo con la siguiente ecua-
ción: Densidad API=(141.5/densidad relativa)-131.5.
La densidad API se expresa en grados; así por ejem-
plo la densidad relativa con valor de 1.0 equivale a 10
grados API.
Desarrollo: Actividad que incrementa o reduce
reservas por medio de la perforación de pozos de
explotación.
Descubrimiento: Incorporación de reservas atri-
buible a la perforación de pozos exploratorios que
prueban formaciones productoras de hidrocarburos.
Espaciamiento: Distancia óptima entre los po-
zos productores de hidrocarburos de un campo o
un yacimiento.
Espesor neto (Hn): Resulta de restar al espesor
total de un yacimiento las porciones que no tienen
posibilidades de producir hidrocarburos.
Espesor bruto o total (Hb): Espesor que va desde
la cima hasta la base de un yacimiento y está limita-
do por un nivel de agua o por un cambio de facies o
límite de formación.
Estratigrafía: Rama de la geología que estudia el
origen, composición, distribución y sucesión de estra-
tos rocosos que forman la corteza terrestre y su orga-
nización en unidades, dependiendo de sus caracte-
rísticas y su distribución en espacio y tiempo.
Factor de encogimiento por eficiencia en el mane-
jo (feem): Es la fracción de gas natural que resul-
ta de considerar el autoconsumo y falta de capacidad
en el manejo de éste. Se obtiene de la estadística del
manejo del gas del último periodo en el área corres-
pondiente al campo en estudio.
Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la
fracción que resulta de considerar las impurezas de
gases no hidrocarburos (compuestos de azufre, bi-
óxido de carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el
gas amargo. Se obtiene de la estadística de opera-
ción del último periodo anual del complejo procesa-
dor de gas donde se procesa la producción del cam-
po analizado.
Factor de encogimiento por licuables en el
transporte (felt): Es la fracción que resulta de
considerar a los licuables obtenidos en el trans-
porte a plantas de procesamiento. Se obtiene de
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
107
la estadística del manejo del gas del último perio-
do anual del área correspondiente al campo en
estudio.
Factor de encogimiento por licuables en planta
(felp): Es la fracción que resulta de considerar a
los licuables obtenidos en las plantas de proceso. Se
obtiene de la estadística de operación del último pe-
riodo anual del complejo procesador de gas donde se
procesa la producción del campo en estudio.
Factor de equivalencia de gas seco a líquido
(fegsl): Factor utilizado para relacionar el gas se-
co a su equivalente líquido. Se obtiene a partir de la
composición molar del gas del yacimiento, conside-
rando los poderes caloríficos unitarios de cada uno
de los componentes y el poder calorífico del líquido
de equivalencia.
Factor de recuperación (fr): Es la relación exis-
tente entre la reserva original y el volumen original de
aceite o gas, medido a condiciones atmosféricas, de
un yacimiento.
Factor de recuperación de condensados (frc): Es
el factor utilizado para obtener las fracciones líquidas
que se recuperan del gas natural en las instalaciones
superficiales de distribución y transporte. Se obtiene
de la estadística de operación del manejo de gas y
condensado del último periodo anual en el área co-
rrespondiente al campo en estudio.
Factor de recuperación de líquidos en planta
(frlp): Es el factor utilizado para obtener las por-
ciones líquidas que se recuperan en la planta proce-
sadora de gas natural. Se obtiene de la estadística
de operación del último periodo anual del complejo
procesador de gas donde es procesada la produc-
ción del campo analizado.
Factor de volumen (B): Factor que relaciona la
unidad de volumen de fluido en el yacimiento con la
unidad de volumen en la superficie medido a condi-
ciones estándar. Se tienen factores de volumen pa-
ra el aceite, para el gas, para ambas fases, y para
el agua.
Falla: Discontinuidad en la corteza terrestre que
ocurre de forma natural al ser sometida a grandes
esfuerzos, ocasionando desplazamiento entre los
bloques.
Fase: Es la parte de un sistema que difiere, en
sus propiedades intensivas, de la otra parte del siste-
ma. Los sistemas de hidrocarburos generalmente se
presentan en dos fases: gaseosa y líquida.
Gas asociado: Gas natural que se encuentra en
contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimien-
to. Este puede ser clasificado como gas de casquete
(libre) o gas en solución (disuelto).
Shale gas/oil: Gas y aceite producidos a partir de
formaciones compuestas por lutitas.
Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se
obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron
eliminadas las impurezas o compuestos que no son
hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes
más pesados que el metano es en cantidades tales
que permite su proceso comercial.
Gas natural: Mezcla de hidrocarburos que exis-
te en los yacimientos en fase gaseosa, o en solu-
ción en el aceite, y que a condiciones atmosféricas
permanece en fase gaseosa. Este puede incluir
algunas impurezas o substancias que no son hi-
drocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido
de carbono).
Glosario
108
Gas no asociado: Es un gas natural que se en-
cuentra en yacimientos que no contienen aceite
crudo a las condiciones de presión y temperatura
originales.
Gas seco: Gas natural que contiene cantidades
menores de hidrocarburos más pesados que el me-
tano. El gas seco también se obtiene de los comple-
jos procesadores de gas.
Gas seco equivalente a líquido (GSEL): Volumen
de aceite crudo que por su poder calorífico equivale
al volumen del gas seco.
Hidrocarburos: Compuestos químicos constitui-
dos completamente de hidrógeno y carbono.
Límite económico: Es el punto en el cual los in-
gresos obtenidos por la venta de los hidrocarburos se
igualan a los costos incurridos en su explotación.
Limolita: Roca sedimentaria clástica de grano
fino, compuesta principalmente de limo y una signifi-
cativa fracción de arcilla. Su granulometría está com-
prendida entre las arenas finas y las arcillas.
Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recu-
perados en los complejos procesadores de gas, con-
sistiendo de etano, propano y butano, principalmente.
Lutita: Roca sedimentaria detrítica de grano
fino, compuesta por partículas del tamaño de arcilla
y limo en estratos delgados relativamente im-
permeables. Se considera la roca sedimentaria más
abundante.
Núcleo: Muestra cilíndrica de roca tomada de una
formación durante la perforación de un pozo para
determinar su permeabilidad, porosidad, saturación
de hidrocarburos y otras propiedades asociadas a la
calidad del yacimiento.
Permeabilidad: Facilidad de una roca para permi-
tir el paso de los fluidos a través de ella. Es un factor
que indica si un yacimiento es, o no, de buenas ca-
racterísticas productoras.
Petróleo: Mezcla de hidrocarburos compuesta de
combinaciones de átomos de carbono e hidrógeno y
que se encuentra en los espacios porosos de la roca.
El petróleo puede contener otros elementos de ori-
gen no metálico como azufre, oxígeno y nitrógeno,
así como trazas de metales como constituyentes me-
nores. Los compuestos que forman el petróleo pue-
den estar en estado gaseoso, líquido o sólido, depen-
diendo de su naturaleza y de las condiciones de pre-
sión y temperatura existentes.
Petróleo crudo equivalente (PCE): Forma utilizada
a nivel internacional para reportar el inventario total
de hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar los
volúmenes de aceite, de condensados, de los líqui-
dos de planta y del gas seco equivalente a líquido.
Plan de desarrollo: Documento indicativo en el cual
el operador petrolero describe de manera secuencial
las actividades relacionadas al proceso de extracción
de hidrocarburos y programas asociados a éstas, en
razón de una asignación o contrato del que es titular.
Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado
por unidad de masa, o por unidad de volumen, cuan-
do una sustancia es quemada completamente. Los
poderes caloríficos de los combustibles sólidos y lí-
quidos se expresan en calorías por gramo o en BTU
por libra. Para los gases, este parámetro se expresa
generalmente en kilocalorías por metro cúbico o en
BTU por pie cúbico.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
109
Porosidad: Relación entre el volumen de poros
existentes en una roca con respecto al volumen total
de la misma. Es una medida de la capacidad de al-
macenamiento de la roca.
Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de
dividir el volumen total de poros comunicados entre
el volumen total de roca.
Pozo de desarrollo: Pozo perforado con el fin de
producir hidrocarburos.
Pozo exploratorio: Pozo que se perfora con el pro-
pósito de efectuar la evaluación del potencial petrolero
en áreas nuevas y aquellas que tengan como objetivo
encontrar un nuevo yacimiento e incorporación de nue-
vas reservas de hidrocarburos en áreas ya conocidas.
Pozo delimitador: Pozo que se perfora con el ob-
jetivo de definir y/o corroborar los límites horizontales
y verticales de un yacimiento, así como adquirir infor-
mación para disminuir la incertidumbre de las propie-
dades petrofísicas, distribución de fluidos y la geome-
tría del yacimiento.
Provincia geológica: Región de grandes dimen-
siones caracterizada por una historia geológica y
desarrollos similares.
Recuperación mejorada: Es la recuperación de
aceite por medio de la inyección de materiales que
normalmente no están presentes en el yacimiento y
que modifican el comportamiento termodinámico de
los fluidos residentes. La recuperación mejorada no
se restringe a alguna etapa en particular de la vida
del yacimiento (primaria, secundaria o terciaria).
Recuperación primaria: Extracción del petróleo
utilizando únicamente la energía natural disponible
en los yacimientos para desplazar los fluidos, a tra-
vés de la roca del yacimiento hacia los pozos.
Recuperación secundaria: Técnicas de extrac-
ción adicional de petróleo después de la recupera-
ción primaria. Esta incluye inyección de agua, o gas
con el propósito en parte de mantener la presión del
yacimiento.
Recurso: Volumen total de hidrocarburos existen-
te en las rocas del subsuelo. También conocido co-
mo volumen original in situ.
Recurso contingente: Son aquellas cantidades de
hidrocarburos que son estimadas a una fecha dada, y
que potencialmente son recuperables de acumulacio-
nes conocidas pero que, bajo las condiciones econó-
micas de evaluación correspondientes a esa misma
fecha, no se consideran comercialmente recuperables.
Recurso descubierto: Volumen de hidrocarbu-
ros del cual se tiene evidencia a través de pozos
perforados.
Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocar-
buros estimado, a una cierta fecha, de acumulacio-
nes que todavía no se descubren pero que han sido
inferidas y que se estiman potencialmente recupera-
bles, mediante la aplicación de proyectos de desa-
rrollo futuros.
Registro de pozos: Representa la información
sobre las formaciones del subsuelo obtenidas por
medio de herramientas que se introducen en los po-
zos; son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo, prin-
cipalmente. También existen los registros de hidro-
carburos, que en general proporcionan información
de velocidad de perforación, contenido de gas en
lodo y recortes, así como cromatografía.
Glosario
110
Relación gas-aceite (RGA): Relación de la pro-
ducción de gas del yacimiento a la producción de
aceite, medidos a condiciones atmosféricas.
Relación reserva-producción: Es el resultado de
dividir la reserva remanente a una fecha entre la pro-
ducción de un periodo. Este indicador supone pro-
ducción constante, precio de hidrocarburos y costos
de extracción sin variación en el tiempo, así como la
inexistencia de nuevos descubrimientos en el futuro.
Reservas de hidrocarburos: Volumen de hidro-
carburos medido a condiciones atmosféricas, que
será producido económicamente con cualquiera de
los métodos y sistemas de explotación aplicables a la
fecha de la evaluación. Para ser considerados como
reservas, los hidrocarburos deben satisfacer cuatro
criterios: ser descubiertos, recuperables, comerciales
y remanentes (a la fecha de evaluación), basadas en
el o los proyectos de desarrollo aplicados. Adicional-
mente, las reservas pueden ser categorizadas de
acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a las
estimaciones.
Reserva original: Volumen de hidrocarburos a
condiciones atmosféricas, que se espera recuperar
económicamente con los métodos y sistemas de
explotación aplicables a una fecha específica. Es
la fracción del recurso descubierto y económico
que podrá obtenerse al final de la explotación del
yacimiento.
Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos
medido a condiciones atmosféricas, que queda por
producirse económicamente de un yacimiento a de-
terminada fecha, con las técnicas de explotación apli-
cables. Es la diferencia entre la reserva original y la
producción acumulada de hidrocarburos a una fecha
específica.
Reservas probables: Reservas no probadas cuyo
análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere
que son más tendientes a ser comercialmente recu-
perables que no serlo, comparadas con las reservas
probadas, pero más ciertas a ser recuperadas com-
paradas con las reservas posibles.
Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o
sustancias asociadas evaluadas a condiciones at-
mosféricas, las cuales por análisis de datos geológi-
cos y de ingeniería se estima con razonable certidum-
bre que serán comercialmente recuperables a partir
de una fecha dada proveniente de yacimientos cono-
cidos y bajo condiciones actuales económicas, méto-
dos operacionales y regulaciones gubernamentales.
Dicho volumen está constituido por la reserva proba-
da desarrollada y la reserva probada no desarrollada.
Reservas probadas desarrolladas: Reservas que
se espera sean recuperadas de los pozos existentes
incluyendo las reservas atrás de la tubería, que pue-
den ser recuperadas con la infraestructura actual me-
diante trabajo adicional con costos moderados de
inversión. Las reservas asociadas a procesos de re-
cuperación secundaria y/o mejorada serán conside-
radas desarrolladas cuando la infraestructura requeri-
da para el proceso esté instalada o cuando los cos-
tos requeridos para ello sean menores. Se conside-
ran en este renglón, las reservas en intervalos termi-
nados los cuales están abiertos al tiempo de la esti-
mación, pero no han empezado a producir por condi-
ciones de mercado, problemas de conexión o proble-
mas mecánicos, y cuyo costo de rehabilitación es
relativamente menor.
Reservas probadas no desarrolladas: Son reser-
vas que se espera serán recuperadas a través de
pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se
requiere un gasto relativamente grande para terminar
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
111
los pozos existentes o para construir las instalacio-
nes de producción y transporte.
Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos en
donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería
sugiere que son menos probables de ser comercial-
mente recuperables que las reservas probables.
Reservas 1P: Igual a las reservas probadas. Si se
emplean métodos probabilistas para su evaluación,
debería haber una probabilidad de al menos 90 por
ciento de que el volumen a recuperar sea igual o mayor
al calculado, es decir, reservas con alta certidumbre.
Reservas 2P: Es igual a las reservas probadas
más las reservas probables. Si se emplean métodos
probabilistas, debería haber una probabilidad de al
menos 50 por ciento de que el volumen a recuperar
sea igual o mayor a la estimación de 2P.
Reservas 3P: Es igual a las reservas probadas
más las reservas probables más las reservas posi-
bles. Si se emplean métodos probabilistas, debería
haber una probabilidad de al menos 10 por ciento de
que el volumen a recuperar sea igual o mayor a la
estimación de 3P.
Revisión: Es la reserva resultante de comparar la
evaluación del año anterior con la nueva, en la cual se
consideró nueva información geológica, geofísica, de
operación, comportamiento del yacimiento, así como
la variación en los precios de los hidrocarburos y cos-
tos de extracción. No incluye la perforación de pozos.
Saturación de fluidos: Porción del espacio poro-
so ocupado por un fluido en particular, pudiendo exis-
tir aceite, gas y agua.
Sección sísmica: Perf i l s ísmico (en t iempo o
profundidad) que emplea la reflexión de las on-
das sísmicas para determinar la geología del
subsuelo.
Trampa: Estructura geológica que permite la
acumulación de hidrocarburos, impidiendo la mi-
gración de los fluidos de la roca almacén, dando
origen a un yacimiento.
Volumen original de gas: Cantidad de gas que se
estima existe originalmente en el yacimiento, y está
confinado por límites geológicos, de fluidos o conven-
cionales, pudiéndose expresar tanto a condiciones
de yacimiento como de superficie.
Volumen original de aceite: Cantidad de aceite
que se estima existe originalmente en el yacimiento,
y está confinado por límites geológicos, de fluidos o
convencionales, pudiéndose expresar tanto a condi-
ciones de yacimiento como de superficie.
Yacimiento: Porción de trampa geológica que
contiene hidrocarburos y que se comporta como un
sistema hidráulicamente interconectado, donde los
hidrocarburos se encuentran a temperatura y pre-
sión elevadas ocupando los espacios porosos.
Yacimiento análogo: Porción de t rampa geoló-
gica intercomunicada hidráulicamente con condi-
ciones de yacimiento, mecanismos de empuje y
propiedades de roca y fluidos similares a las de
otra estructura de interés, pero que típicamente
se encuentra en una etapa de desarrollo más
avanzada que ésta, proporcionando de esta for-
ma un apoyo para su interpretación a partir de
datos limitados.
113
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Esta edición se publicó en julio de 2019.
La producción estuvo a cargo de la Subdirección de Recursos Prospectivos y Auditoría de Reservas de Hidrocarburos
de Pemex Exploración y Producción.