2018 Pemex Exploración y Producción

Transcripción

1 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 1 de enero de 2018

2 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 1 de enero de 2018

3 2018 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.

4 Contenido Página Prefacio v 1 Introducción 1 2 Definiciones básicas Volumen original de hidrocarburos Recursos petroleros Volumen original de hidrocarburos total in-situ Volumen original de hidrocarburos no descubierto Volumen original de hidrocarburos descubierto Recursos prospectivos Recursos contingentes Reservas Reservas probadas Reservas desarrolladas Reservas no desarrolladas Reservas no probadas Reservas probables Reservas posibles Petróleo crudo equivalente 12 3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de Precio de los hidrocarburos Petróleo crudo equivalente Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP Comportamiento del gas en los complejos procesadores Reservas remanentes totales de Pemex Reservas remanentes probadas Reservas probadas desarrolladas Reservas probadas no desarrolladas Reservas probables Reservas posibles 38 iii

5 Contenido Página 4 Descubrimientos Resultados obtenidos Descubrimientos marinos Descubrimientos terrestres Trayectoria histórica de los descubrimientos 60 5 Distribución de las reservas de hidrocarburos Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS Evolución de los volúmenes originales Evolución de las reservas Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS Evolución de los volúmenes originales Evolución de las reservas Subdirección de Producción Bloques Norte Evolución de los volúmenes originales Evolución de las reservas Subdirección de Producción Bloques Sur Evolución de los volúmenes originales Evolución de las reservas 92 Abreviaturas 101 Glosario 103 Anexo estadístico 115 Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2018 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS Subdirección de Producción Bloques Norte 118 Subdirección de Producción Bloques Sur 119 iv

6 Prefacio Petróleos Mexicanos (Pemex) y en particular Pemex Exploración y Producción (PEP) continúan con el compromiso, hecho hace poco más de veinte años atrás, de publicar y transparentar el inventario de reservas de hidrocarburos de los campos asignados a la empresa a partir de la Ronda Cero de la Reforma Energética. Las reservas de hidrocarburos representan, como lo hacen para cualquier empresa petrolera, el activo más importante que sustenta la fortaleza y viabilidad económica a futuro de Pemex. En esta publicación se detallan los resultados de la estimación de reservas obtenidos durante la evaluación del año Se muestran los resultados en la parte de incorporación de nuevas reservas a través de la actividad exploratoria, así como los resultados del desarrollo de los campos petroleros en explotación y que sirvieron de base para reclasificar reservas probables y posibles a reservas probadas en las asignaciones petroleras otorgadas en forma definitiva o temporal a Pemex por parte del Estado. Se hace hincapié en la distribución de las mismas 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 con relación al año previo para dar certidumbre y transparencia a los valores que se han registrado a lo largo de las diecinueve publicaciones hechas a partir de Es importante señalar que los valores publicados en esta edición, cumpliendo con las disposiciones establecidas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), han sido sometidas a un proceso de certificación externa a través de empresas de reconocimiento internacional, de tal forma que hasta la fecha todos los valores de reservas estimados por PEP de los campos asignados han sido dictaminados favorablemente por este órgano regulador. Esto fortalece y da 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 internacionales y sujetas a revisiones exhaustivas. No se omite mencionar que esta publicación sólo incluye el total de reservas correspondiente a los campos asignados a Pemex ya sea en forma definitiva o temporal. El resto de los campos del país actualmente están bajo el resguardo 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 v

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8 Introducción 1 Debido a la relevancia que tiene para la industria petrolera nacional, Pemex Exploración y Producción publica esta vigésima edición del libro Evaluación de las reservas de hidrocarburos, 1 de enero de Esta edición ilustra los conceptos técnicos fundamentales sobre los cuales están soportados tanto la estimación como la clasificación de las reservas de hidrocarburos de los campos asignados a Pemex, que a su vez dan soporte a los proyectos de inversión que engloban todas las actividades de Pemex Exploración y Producción dentro del territorio nacional. Con la finalidad de mantener una continuidad con las ediciones previas, se conserva la estructura de las ediciones anteriores, este libro está conformado por diferentes capítulos. En el segundo capítulo que corresponde con las reservas de hidrocarburos se hace referencia a los conceptos principales utilizados para la evaluación de reservas en Petróleos Mexicanos, los cuales se apegan a lo establecido en los lineamientos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), órgano regulador encargado de revisar, dictaminar y publicar los valores de reservas de los campos petroleros del país. Para efectos de la estimación y clasificación de los valores de reservas se aplican los lineamientos del Petroleum Resources Management System (PRMS), junto con los criterios emitidos por la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). En particular para la categoría de reservas probadas se aplican adicionalmente los criterios de la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos de América. Dentro del tercer capítulo se incluyen las principales variaciones de las reservas durante el año de 2017, detallando la distribución por cada una de las subdirecciones de producción de PEP para cada uno de los diferentes tipos de hidrocarburos. Se mencionan las variaciones de las categorías de reservas probadas desarrolladas, probadas no desarrolladas, probables y posibles, considerando además, la composición de sus hidrocarburos. En el capítulo cuarto se describen los principales descubrimientos realizados durante 2017 tanto terrestres como marinos. En esta sección, se hace referencia a sus características geológicas, la columna estratigráfica, características de la roca almacén, sello y generadora, así como aspectos principales de los yacimientos descubiertos. Finalmente, la evolución de los volúmenes y reservas de hidrocarburos en 2017 en sus diferentes categorías se presenta en el quinto capítulo, detallando su distribución a nivel subdirección, activo y campo. Se realiza un análisis de las reservas de aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente, presentándose la evolución de las mismas en sus diferentes categorías y describiendo las variaciones que observaron en Adicionalmente, se describe la razón de estos cambios, relacionándola con los efectos por descubrimientos, revisiones, desarrollos, migraciones de campos y producción en el mismo periodo. 1

9 Introducción Finalmente, es importante señalar que los valores de reservas de hidrocarburos publicados en esta edición son los estimados por Pemex Exploración y Producción para cada uno de los campos asignados por el Estado, los cuales para la categoría de reservas probadas fueron dictaminados favorablemente por la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 23 de marzo de 2018 según se hace constar en la resolución CNH.E /18. Para los valores de reservas 2P y 3P, igualmente fueron dictaminados favorables por la CNH el 29 de mayo de 2018 mediante la resolución CNH.E /18. 2

10 Definiciones básicas 2 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 Nacional 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 probables y posibles se emplean las definiciones del Petroleum Resources Management System (PRMS) emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum Council (WPC), la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y la Society of Exploration Geophysicists (SEG), 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 estimación, garantiza certidumbre y transparencia en los volúmenes de reservas reportados. Adicionalmente, el cumplimiento de la regulación vigente por parte de Pemex donde se incluye el cuantificar y certificar sus reservas anualmente por terceros independientes 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 mantenimiento, a los pronósticos de producción y a los precios de venta de los hidrocarburos. Los precios por tipo de hidrocarburos ha utilizar para la cuantificación de las reservas serán los correspondientes al promedio 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 mantenimiento, en sus componentes fijos y variables, son los erogados a nivel campo durante los meses del año de evaluación. Esta premisa permite capturar la variabilidad de estos egresos y es una medición aceptable de los gastos futuros para la extracción de las reservas bajo las condiciones actuales de explotación. La explotación de las reservas requiere inversiones necesarias asociadas al plan de desarrollo para extracción para la perforación y terminación de pozos, reparaciones mayores, construcción de infraestructura, sistemas artificiales y métodos de recuperación avanzada entre otros elementos. Así, para la estimación de las reservas se consideran todos estos elementos para determinar su valor económico; si son comercialmente explotables entonces los volúmenes de hidrocarburos se constituyen en reservas, en caso contrario, estos volúmenes pueden clasificarse como recursos contingentes. Posteriormente, si se presenta un cambio en una mayor cantidad de hidrocarburos a ser recuperados, en mayor precio de los hidrocarburos o una disminución en sus costos de desarrollo o de operación y mantenimiento, y esto permite que su evaluación eco- 3

11 Definiciones básicas nómica sea positiva, entonces estos volúmenes de recursos podrían incorporarse como reservas. En este capítulo se presentan la gran mayoría de los criterios para clasificar las reservas de hidrocarburos, 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 analizan las implicaciones de utilizar o no dichas definiciones 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 que se estima existe inicialmente en un yacimiento, a una fecha dada. Este volumen se encuentra en equilibrio, a la temperatura y presión prevalecientes en el yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas condiciones como a condiciones de superficie (las cifras publicadas en el presente documento están referidas a estas condiciones), la existencia de estas cantidades significativas de hidrocarburos debe haberse demostrado mediante las actividades de perforación y debe haber evidencia de ser potencialmente movibles. El volumen en cuestión puede estimarse por procedimientos deterministas o probabilistas, los primeros incluyen principalmente a los métodos volumétricos, de balance de materia y la simulación numérica, los segundos modelan la incertidumbre de los parámetros como área, porosidad, saturación de agua, espesores netos, entre otros, como funciones de probabilidad 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 yacimiento. Estas técnicas se fundamentan en la estimación de las propiedades petrofísicas del medio poroso y de los fluidos en el yacimiento. Las propiedades petrofísicas utilizadas principalmente son porosidad, 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 estimar el volumen de hidrocarburos a condiciones de superficie, denominadas también condiciones atmosféricas, estándar, o base. En el anexo estadístico de esta publicación se presentan los volúmenes originales tanto de aceite crudo como de gas natural a nivel subdirección de producción y de activo. Las unidades del primero son millones de barriles y las del segundo, miles de millones de pies cúbicos, todas ellas referidas a condiciones de superficie Recursos petroleros Los recursos petroleros, como se indica en la guía del PRMS, incluye todos los hidrocarburos de origen natural sobre y dentro de la corteza terrestre, descubiertas o no descubiertas, comercialmente recuperables o no comerciales, y aquellas cantidades ya producidas. Además, todo tipo de hidrocarburo que se considera convencional y no convencional. 4

12 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Por otro lado, desde el punto de vista de explotación, se le llama recurso únicamente a la parte potencialmente recuperable del volumen original en sitio, a estas porciones recuperables se les denomina 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 comercialmente explotables. Aunado a lo anterior, se definen dos tipos de recursos que pueden requerir propuestas diferentes para su evaluación: recursos convencionales y noconvencionales. De acuerdo con el PRMS, los recursos convencionales se ubican en acumulaciones discretas relacionadas con un aspecto geológico estructural localizado y/o condición 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 mecanismos de empuje. De esta forma, los hidrocarburos son recuperados mediante pozos y típicamente requieren de un procesado mínimo previo a su venta. Los recursos no-convencionales existen en acumulaciones diseminadas a través de grandes áreas y no son afectadas generalmente por influencias 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 tecnología especializada para su explotación, por ejemplo, deshidratado del gas del carbón, programas de fracturamiento hidráulico masivo, etc. Adicionalmente, los hidrocarburos extraídos pueden requerir de un procesado importante previo a su comercialización. En la figura 2.1, se muestra la clasificación de recursos, e incluye las diferentes categorías de reservas. Se observa que existen estimaciones bajas, medias y Figura 2.1 Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos (no a escala). Adaptado de Petroleum Resources Management System, Society of Petroleum Engineers,

13 Definiciones básicas altas, tanto para los recursos como para las reservas, clasificándose estas últimas como probada, probada más probable, y probada más probable más posible, para cada una de las tres estimaciones anteriores, el rango de incertidumbre que se ilustra a la izquierda de esta figura enfatiza que el conocimiento que se tiene de los recursos y de las reservas es imperfecto, por ello, se generan diferentes estimaciones que obedecen a diferentes expectativas. La producción, que aparece hacia la derecha, es el único elemento de la figura en donde la incertidumbre no aparece, debido a que ésta es medida, comercializada y transformada en un ingreso 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 acumulaciones de hidrocarburos naturales. Este volumen incluye a las acumulaciones descubiertas, las cuales pueden ser comerciales o no, recuperables o no, a la producción obtenida de los campos explotados o en explotación, así como también a los volúmenes estimados en los yacimientos que podrían ser descubiertos. Todas las cantidades que conforman el volumen de hidrocarburos total in-situ pueden ser recursos potencialmente recuperables, ya que la estimación de la parte que se espera recuperar depende de la incertidumbre asociada, de circunstancias comerciales, de la tecnología usada y de la disponibilidad de información. Por consiguiente, una porción de aquellas cantidades clasificadas como no recuperables pueden transformarse eventualmente en recursos recuperables si, por ejemplo, las condiciones comerciales cambian, si ocurren nuevos desarrollos tecnológicos, o si se adquieren datos adicionales Volumen original de hidrocarburos no descubierto Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una cierta fecha, se encuentra contenida en acumulaciones 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 Volumen original de hidrocarburos descubierto Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una fecha dada, está contenida en acumulaciones conocidas y existe evidencia de ser potencialmente movibles, 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 consecuencia de la explotación de sus hidrocarburos. En la figura 2.1 se observa que la parte recuperable del volumen original de hidrocarburos descubierto, dependiendo de su viabilidad comercial, se le denomina reserva o recurso contingente 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 estiman potencialmente recuperables, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo futuros. La cuantificación de los recursos prospectivos está basada en información geológica y geofísica del área en estudio, y en analogías con áreas donde un cierto volumen original de hidrocarburos ha sido descubierto, e incluso, en ocasiones, producido. Los recursos prospectivos tienen tanto una oportunidad de descubrimiento como 6

14 Evaluación de las reservas de hidrocarburos de desarrollo, además se subdividen de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones de recuperación, suponiendo su descubrimiento y desarrollo, y pueden también sub-clasificarse en base a la madurez del proyecto Recursos contingentes Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son estimadas, a una fecha dada, para ser potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero el proyecto(s) aplicado aún no se considera suficientemente maduro para su desarrollo comercial, debido a una o más razones. Los recursos contingentes pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales no existen actualmente mercados viables, o donde la recuperación comercial depende de tecnologías en desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación es insuficiente para evaluar claramente su comercialidad. Los recursos contingentes son además categorizados de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones y pueden sub-clasificarse en base a la madurez del proyecto y caracterizadas por su estado económico. Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente, mediante la aplicación 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 mantenerse sustentadas (a la fecha de evaluación) en un(os) proyecto (s) 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 estimación e interpretación. El nivel de certidumbre se usa para clasificar las reservas en una de dos clasificaciones principales, probadas o no probadas. En la figura 2.2 se muestra la clasificación de las reservas. Las cantidades recuperables estimadas de acumulaciones conocidas que no satisfagan los requerimientos de comercialización deben clasificarse como recursos contingentes. El concepto de comercialización para una acumulación varía de acuerdo a las condiciones 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 evaluación; en tanto las reservas probables y posibles pueden estar basadas en condiciones económicas futuras. Sin embargo, las reservas probables de Petró- 2.3 Reservas Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos. 7

15 Definiciones básicas leos Mexicanos son rentables bajo condiciones económicas actuales y se estiman bajo los términos más estrictos establecidos por el PRMS y la SEC de Estados Unidos de América Reservas probadas De acuerdo a 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 certidumbre razonable que serán recuperadas comercialmente 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 geológicos y de ingeniería. De esta forma, tendrá que disponerse de datos que justifiquen los parámetros utilizados en la evaluación de reservas tales como gastos iniciales y declinaciones, factores de recuperación, límites de yacimiento, mecanismos de recuperación y estimaciones volumétricas, relaciones gas -aceite o rendimientos de líquidos. Las condiciones económicas y operativas existentes son los precios, inversiones. costos de operación, métodos de producción, técnicas de recuperación, transporte y arreglos de comercialización. Un cambio anticipado en las condiciones deberá tener una certidumbre razonable de ocurrencia; la inversión correspondiente y los costos de operación, para que ese cambio esté incluido en la factibilidad económica en el tiempo apropiado. Estas condiciones incluyen una estimación de costos de abandono en que se habrá de incurrir. La CNH establece en el artículo 12 de los lineamientos 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 mediante el promedio aritmético del precio de mercado, considerando los doce meses durante el año de evaluación, de los precios respectivos al primer día de cada mes. La justificación se basa en que este método es requerido por consistencia entre todos los productores 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 apoyada por datos de producción reales o por pruebas de producción concluyentes. En este contexto, el término probado se refiere a las cantidades de hidrocarburos recuperables y no a la productividad del pozo o del yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas pueden asignarse de acuerdo con registros de pozos y análisis de núcleos, los cuales indican que el yacimiento en estudio está impregnado de hidrocarburos, y es análogo a yacimientos productores en la misma área o con aquellos que han demostrado producción comercial en otras áreas. Sin embargo, un 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. Además, incluye las porciones no perforadas del yacimiento que puedan ser razonablemente juzgadas como comercialmente productoras, de acuer- 8

16 Evaluación de las reservas de hidrocarburos do con la información de geología e ingeniería disponible. Adicionalmente, si los contactos de los fluidos se desconocen, el límite de la reserva probada la puede controlar tanto la ocurrencia de hidrocarburos conocida más profunda o la estimación obtenida a partir de información apoyada en tecnología confiable, la cual permita definir un nivel más profundo con certidumbre razonable. Se permite el uso de tecnología confiable para establecer con certidumbre razonable los niveles más someros 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 cuando se tiene un resultado exitoso a partir de una prueba piloto representativa, o cuando exista respuesta favorable de un proceso de recuperación funcionando en el mismo yacimiento o en un análogo en cuanto a edad, ambiente de depósito, propiedades del sistema roca-fluidos y mecanismos de empuje. O bien, cuando tales métodos hayan sido efectivamente probados en el área y en la misma formación, proporcionando evidencia documental al estudio de viabilidad técnica en el cual se basa el proyecto. Las reservas probadas son las que aportan la producción y tienen mayor certidumbre que las probables 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 serlo. 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 definiciones considera como prueba de la continuidad de la columna de aceite, no sólo la integración de información geológica, petrofísica, geofísica y de ingeniería de yacimientos, entre otros elementos, sino la medición de presión entre pozo y pozo que es absolutamente determinante. Estas definiciones reconocen que, en presencia de 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 probado, necesariamente debe existir un pozo con una prueba de producción estabilizada, y cuyo flujo de hidrocarburos sea comercial de acuerdo con las condiciones de desarrollo, de operación, de precio y de instalaciones al momento de la evaluación. Sin embargo, para el caso de menor fallamiento, las definiciones de la SEC establecen que la demostración concluyente de la continuidad de la columna de hidrocarburos solamente puede ser alcanzada a través de las mediciones de presión mencionadas. En ausencia de estas mediciones o pruebas, la reserva que puede ser clasificada como probada es aquella asociada a los pozos productores a la fecha de evaluación más la producción asociada a pozos por perforar en la vecindad inmediata. Adicionalmente, a partir del año 2010 la SEC puede reconocer la existencia de reservas probadas más allá de las localizaciones de desarrollo ubicadas en la vecindad inmediata, siempre que dichos volúmenes se puedan establecer con certeza razonable sustentada por tecnología confiable Reservas desarrolladas Las reservas desarrolladas pueden subdividirse en desarrolladas produciendo y en desarrolladas no produciendo, estas reservas se esperan sean recuperadas de pozos existentes incluyendo las reservas de- 9

17 Definiciones básicas trás 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 consideradas desarrolladas únicamente cuando la infraestructura requerida para el proceso esté instalada o cuando los costos requeridos para ello sean considerablemente menores, 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 razones mecánicas. Las reservas detrás de tubería también son aquellas que se esperan recuperar de las zonas en pozos existentes que requerirán trabajo adicional o terminación futura antes de comenzar la producción. En todos los casos, la producción puede ser restaurada con una inversión relativamente baja comparado con la inversión de perforar un nuevo pozo 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 yacimiento (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 transporte. Lo anterior aplica tanto en procesos de explotación primaria como de recuperación secundaria y mejorada. En el caso de inyección de fluidos al yacimiento, u otra técnica de recuperación mejorada, las reservas asociadas se considerarán probadas no desarrolladas, cuando tales técnicas hayan sido efectivamente probadas en el área y en la misma formación. Asimismo, debe existir un compromiso para desarrollar el campo de acuerdo con un plan de explotación y a un presupuesto aprobado. Una demora excesivamente larga en el programa de desarrollo puede originar dudas acerca de la explotación de tales reservas, y conducir a la exclusión de tales volúmenes de la categoría de reserva probada. Como puede notarse, el interés por producir tales volúmenes de reservas es un requisito para llamarlas reservas probadas no desarrolladas, actualmente la SEC define un período de tiempo máximo de cinco años para iniciar la explotación de dichas reservas. Si reiteradamente esta condición no es satisfecha, es preciso reclasificar estas reservas a una categoría que no considera su desarrollo en un periodo inmediato, como por ejemplo reservas probables. Así, la certidumbre razonable sobre la ocurrencia de los volúmenes de hidrocarburos en el subsuelo debe ir acompañada de la certidumbre de desarrollarlos en tiempos razonables. Si este elemento no es satisfecho, la reclasificación de reservas tiene lugar no por una incertidumbre sobre el volumen de hidrocarburos, sino por la incertidumbre de su desarrollo Reservas no probadas Estas reservas están basadas en los datos de geociencias y/o ingenierías similares a los usados en 10

18 Evaluación de las reservas de hidrocarburos las estimaciones de las reservas probadas, pero lo técnico u otras incertidumbres impiden que dichas reservas sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser categorizadas adicionalmente como reservas probables y reservas posibles. Estos volúmenes de hidrocarburos son evaluados a condiciones atmosféricas con características y parámetros extrapolados del yacimiento más allá de los límites de certidumbre razonable, 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 hidrocarburos descubiertos, y que son comercialmente producibles, pueden ser clasificados como reservas no probadas. 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 datos disponibles son menos certeros. La continuidad del yacimiento interpretado puede no reunir los criterios de certeza razonable. En cuanto a los procesos de recuperación secundaria y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos procesos son probables cuando un proyecto o prueba piloto ha sido planeado, pero aún no ha sido implementado, y cuando las características del yacimiento parecen favorables para una aplicación comercial. Las siguientes condiciones conducen a clasificar las reservas como probables: Reservas probables Son aquellas reservas no probadas para las cuales el análisis de la información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables. Las reservas probables incluyen aquellas reservas más allá del volumen probado, donde el conocimiento del horizonte productor es insuficiente para clasificar estas reservas como probadas. También se incluyen en esta clasificación aquellas reservas ubicadas en formaciones que parecen ser productoras y que son inferidas a través de registros geofísicos, pero que carecen de datos de núcleos o pruebas definitivas, además de no ser análogas a formaciones probadas en otros yacimientos. i. Reservas localizadas en áreas donde la formación productora aparece separada por fallas geológicas, y la interpretación correspondiente indica que este volumen se encuentra en una posición estructural más alta que la del área probada. ii. Reservas atribuibles a futuras intervenciones, estimulaciones, cambio de equipo u otros procedimientos mecánicos; cuando tales medidas no han sido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben un comportamiento similar, y que han sido terminados en yacimientos análogos. iii. Reservas incrementales en formaciones productoras, donde una reinterpretación del comportamiento o de los datos volumétricos, indica que existen reservas adicionales a las clasificadas como probadas. iv. Reservas adicionales asociadas a pozos intermedios, y que pudieran haber sido clasificadas como probadas si se hubiera autorizado un desa- 11

19 Definiciones básicas rrollo con un espaciamiento menor, al momento de la evaluación Reservas posibles por fallas geológicas, y donde la interpretación indica que la zona de estudio se encuentra estructuralmente más baja que el área probada o probable. Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos factible su recuperación comercial que las reservas probables. De esta forma, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas más probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores. En general, las reservas posibles pueden incluir los siguientes casos: i. Reservas basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables dentro del mismo yacimiento. ii. Reservas ubicadas en formaciones que parecen estar impregnadas de hidrocarburos, con base al análisis de núcleos y registros de pozos. 2.4 Petróleo crudo equivalente El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada a nivel internacional para reportar el inventario total de hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar los volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los líquidos en planta y del gas seco equivalente a líquido. Este último corresponde, en términos de poder calorífico, a un cierto volumen de aceite crudo. El gas seco considerado en este procedimiento es una mezcla promedio del gas seco producido en los complejos procesadores de gas Cactus, Ciudad Pemex y Nuevo Pemex, en tanto el aceite crudo considerado equivalente a este gas corresponde al tipo Maya. Su evaluación requiere de la información actualizada de los procesos a que está sometida la producción del gas natural, desde su separación y medición, hasta su salida de las plantas petroquímicas. La figura 2.3 ilustra los elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente. 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 autoriza 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 El aceite crudo no sufre ninguna conversión para llegar a petróleo crudo equivalente. En tanto, el volumen del gas natural producido se reduce por el autoconsumo y el envío de gas a la atmósfera. Dicha reducción se refiere como encogimiento del fluido y se denomina eficiencia en el manejo, o simplemente feem. El transporte del gas continúa y se presenta otra alteración en su volumen al pasar por estaciones de compresión, en donde los condensados son extraídos del gas; a esta alteración en el volumen por el efecto del transporte se le denomina felt. De esta forma, el condensado se contabiliza directamente como petróleo crudo equivalente. 12

20 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente. El proceso del gas continúa dentro de las plantas petroquímicas en donde es sometido a diversos tratamientos, los cuales eliminan los compuestos no hidrocarburos y se extraen licuables o líquidos de planta. Esta nueva reducción en el volumen del gas es 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 equivalente, en tanto el gas seco obtenido a la salida de las plantas, se convierte a líquido con una equivalencia de millares de pies cúbicos de gas seco por barril de petróleo crudo. Este valor es el resultado de considerar equivalentes caloríficos de 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 barriles por millón de pies cúbicos, o su inverso dado por el valor mencionado en principio. 13

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22 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de Por naturaleza, el proceso para la estimación de las reservas es complejo, requiriendo guías y metodologías científicas e interpretaciones de los expertos en geociencias e ingeniería petrolera. Sin embargo, inversionistas, reguladores, gobiernos y consumidores, todos requieren una estimación confiable de las reservas de hidrocarburos a una fecha de evaluación, para determinar las perspectivas 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 acuerdo a un catálogo de premisas económicas, de la producción del periodo y de los resultados de la exploración y delimitación de campos nuevos y en desarrollo, así como del comportamiento de los campos existentes, el incremento o decremento de las reservas, su restitución, su reclasificación y su agotamiento. La evaluación y clasificación de las reservas de hidrocarburos que realiza Petróleos Mexicanos, requiere de una metodología y de un conjunto de normas o guías con definiciones comunes, alineadas con las reglas de documentos tales como el Petroleum Resources Management System (PRMS), que fundamente la existencia de reservas si y sólo si, su comercialidad va asociada a la existencia y documentación bien establecida de un proyecto, de la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos de América en lo referente a la estimación de reservas probadas, adicionalmente se emplean los criterios de la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Tan importantes son estas reglas que ha sido adoptadas por los reguladores de la industria petrolera en diferentes partes del mundo, en México, la Comisión Nacional de Hidrocarburos, tiene adoptada el PRMS en sus lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación, publicado el 20 de diciembre de 2017 en el Diario Oficial de la Federación. Con la finalidad de obtener una recuperación máxima de hidrocarburos de forma rentable, cada año se cuenta con un programa de actividades físicas a ejecutarse en los campos petroleros del país, consistente en operaciones de: perforación de pozos de desarrollo, reparación de pozos, implementación de sistemas artificiales de producción, aplicación de procesos de recuperación secundaria y mejorada; y optimización de las instalaciones superficiales, entre otras más que permitan reclasificar reservas de una categoría de mayor riesgo a una de menor, incluso por mejor comportamiento. Asimismo, se perforan y terminan pozos de nuevos descubrimientos y delimitadores con el objetivo de incorporar nuevos campos petroleros, actualizar los volúmenes originales y restituir la producción extraída en el periodo de evaluación. Los perfiles de producción resultantes de este combinado de actividades físicas consolidan los volúmenes técnicos de las reservas en una categoría específica. Las estrategias de exploración y explotación, así como los proyectos de desarrollo documentados como 15

23 Estimación al 1 de enero de 2018 proyectos de extracción, están asociadas a inversiones estratégicas y operacionales, costos de operación y mantenimiento, costos fijos, factores de rendimiento y encogimiento de la fase gas, de la magnitud de la riqueza de condensados, así como a los precios de venta de los hidrocarburos. Todas estas variables en conjunto generan la variación de las reservas de hidrocarburos que PEP actualiza anualmente en sus diferentes categorías. En este capítulo se describen las trayectorias de los precios de la mezcla mexicana de aceite crudo y del gas húmedo amargo en el trienio , que han servido para la evaluación económica de las reservas de hidrocarburos. Durante el 2017 los precios de la mezcla mexicana presentaron varias tendencias: a estabilizarse, a caer y a recuperarse también. Para el caso del gas húmedo amargo se presentaron dos tendencias al alza y una de estabilización. Para ambos casos el ambiente de precios estables fue característico durante el También se explica en este capítulo el comportamiento de la fase gas en instalaciones de manejo y transporte de Pemex Exploración y Producción, así como el comportamiento de esta fase en los complejos procesadores de la empresa. Cada una de las mermas del volumen del gas en toda la trayectoria pozo-centro de procesamiento sumarán el encogimiento total, que dependerá del manejo y operación de las instalaciones 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 impacto en los valores de reservas remanentes reportadas en esta unidad de medida. De igual modo, se presentan a nivel subdirección (lo que se manejó en versiones pasadas del libro como región), la variación de las reservas de hidrocarburos en cada una de sus clasificaciones ocurridas durante el año 2017, mostrando además su distribución y evolución histórica durante el último cuadrienio. Posteriormente, se hace una distinción de acuerdo a la calidad del aceite y origen del gas natural para una mejor comprensión 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 explotación que se documentan en los proyectos de inversión son un elemento importante en la estimación de la rentabilidad y valor de las reservas de hidrocarburos. Estos ingresos son resultados de los precios de venta de los hidrocarburos que junto con las inversiones asociadas a las actividades de desarrollo y a los costos de operación y mantenimiento, determinan el flujo de efectivo antes y después de impuestos, y como consecuencia el límite económico de las diferentes propuestas 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 comercialidad de los volúmenes recuperables en explotación y de los recién descubiertos. La premisa principal 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 evaluación económica de las reservas de hidrocarburos a la fecha de descuento. En la figura 3.1 se observa cómo ha sido la dinámica de los precios en el trienio Durante este periodo el valor promedio de la mezcla mexicana 16

24 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 60 Aceite crudo dólares por barril Gas húmedo amargo dólares por miles de pies cúbicos Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Figura 3.1 Evolución de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo y de gas húmedo amargo. rondó en los 47.7 dólares. Históricamente, el primer semestre de 2015 el precio del barril de la mezcla mexicana se ubicó en un ascenso de 42 a 54 dólares por barril, para el segundo semestre de 2015 el precio se desplomó de 54 a 29 dólares por barril, el panorama ya era de completa crisis en el mundo. Iniciando el 2016 el precio cayó hasta lo que hoy se considera su fondo, pues la mezcla mexicana se ubicó en enero de 2016 en 24 dólares por barril. Con una débil recuperación de su valor, el precio de la mezcla mexicana retomó una tendencia hacia un valor bajo, pero estable, llegando a término del mes de junio de 2016 a los 40 dólares por barril. Esta magnitud, ha sido el valor de tendencia, bajando y subiendo en proporciones mínimas, cerrando en diciembre de 2016 en los 43 dólares por barril. Desde enero hasta diciembre de 2017 el comportamiento del precio de la mezcla mexicana se caracteriza 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 mezcla pasó de 48 a 54 dólares por barril. El precio del gas se ha comportado de manera diferente a los precios del aceite, tomando una larga caída por más de un año de 4.2 dólares por millar de pie cúbico en enero de 2015 a 2.7 dólares por millar de pie cúbico en junio de 2016, el declive de los precios del gas se convertiría de manera similar a los precios del aceite en una crisis internacional. A partir de julio de 2016 se denota un periodo de estabilidad del precio del gas, que termina en el mes de enero de 2017, promediando durante estos siete meses 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. 3.2 Petróleo crudo equivalente Hablar de reservas es obligado hacerlo en una unidad elemental que represente el inventario total de 17

25 Estimación al 1 de enero de 2018 hidrocarburos futuros; esta unidad se llama petróleo crudo equivalente, que en su fórmula desarrollada incluye al aceite crudo, los condensados, los líquidos de planta y el gas seco equivalente a líquido. En su fórmula condensada, 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 contenido calorífico del gas seco, en nuestro caso el gas residual promedio de los complejos procesadores de gas (CPG) Ciudad Pemex, Cactus y Nuevo Pemex, con el contenido calorífico del aceite crudo tipo Maya; el resultado es una equivalencia que normalmente se expresa en 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 considera, en cada periodo de análisis o fecha de descuento, los encogimientos y rendimientos del gas natural que se presentan durante su manejo y distribución, desde el pozo en los campos donde se produce hasta los complejos procesadores de gas donde es sometido a diferentes procesos industriales. Por esto, cualquier modificación en los sistemas de recolección y transporte que afecte la eficiencia del manejo y distribución del gas en la trayectoria pozo-complejo procesador de gas, incidirá de 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 directamente el valor final del valor del petróleo crudo equivalente 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 desde las baterías de separación, si es gas asociado, o desde el pozo, si es gas no asociado, hasta los complejos procesadores de gas cuando se trata de gas húmedo y/o si contiene impurezas, tales como azufre, nitrógeno y dióxido de carbono, generan subproductos de naturaleza líquida quedando como entregable, 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 compresión del mismo gas producido, en otras instalaciones, una fracción del gas es utilizado para reinyectarlo al yacimiento o para utilizarlo en sistemas artificiales de producción como el bombeo neumático. A esta fracción del gas se le denomina autoconsumo. En otra circunstancia, puede ocurrir también que no existan instalaciones superficiales o éstas sean insuficientes para el manejo y transporte del gas asociado o bien en campos con producción marginal o intermitente de aceite, debido a los bajos volúmenes de hidrocarburos producidos consecuentemente y por seguridad de las instalaciones el gas producido o parte del mismo se podría enviar a la atmósfera, reduciéndose entonces el volumen del gas que se envía a los complejos procesadores, o directamente a comercialización. Por otra parte, el gas enviado a los complejos procesadores experimenta cambios de temperatura, presión y volumen en su trayecto a los mismos, dando 18

26 Evaluación de las reservas de hidrocarburos origen a la condensación de líquidos dentro de los ductos y disminuyendo por ende su volumen final, la riqueza de condensados 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 entrega en las plantas. Además, los líquidos obtenidos del gas natural durante su transporte, conocidos como condensados, se entregan también en los complejos procesadores de gas. Los condensados que se producen en las plantas de procesamiento de gas natural, se suelen transportar mediante poliductos hacia las plantas de fraccionamiento. Todos los gases naturales tienen siempre alguna cantidad de líquidos, a veces se les puede recuperar económicamente, a veces esto no es posible. 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 impurezas, cuando es azufre lo que se le retira, se le conoce como endulzamiento. Estas reducciones en el manejo y transporte de gas a los complejos procesadores se expresan cuantitativamente mediante una terna de factores: i. Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem), el cual considera el envío de gas a la atmósfera y el autoconsumo. ii. Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt), que representa la disminución del volumen de gas por su condensación en los ductos. 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 recuperación (rendimiento) de condensados se calculan mensualmente utilizando la información a nivel campo de las subdirecciones de producción: Bloques Aguas Someras AS01, Bloques Aguas Someras AS02, Bloques Norte y Bloques Sur. Se considera también la regionalización 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 encogimiento por eficiencia en el manejo (feem), que es el indicador del aprovechamiento del gas natural, muestra un promedio de 0.23 durante el cuatrimestre enero-abril de 2015, recuperándose por los siguientes cinco meses a un valor promedio de 0.32 y cerrando el año a valor promedio de Para el periodo de 2016 el valor de 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 valores altos al incremento en la inyección de gas por el autoconsumo para bombeo neumático a sus yacimientos. Un evidente crecimiento del factor se presentó durante los primeros 8 meses de 2017, promediando en Seguido de otro evidente crecimiento del factor, al pasar el valor promedio a 0.39 en los siguientes cuatro meses de cierre del año. La evolución del factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem) de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02, durante el primer trimestre de 2015 se posicionó en 0.95, pero a partir de abril de 2015, el factor tuvo un descenso a 0.85, más aún registró un valor en 0.80 en el mes de junio, promediando a 0.84 durante el segundo semestre de Durante el periodo de enero a di- 19

27 Estimación al 1 de enero de 2018 ciembre de 2016, el comportamiento 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 anterior debido principalmente al incremento en el autoconsumo para bombeo neumático. La manera en que este factor se comportó durante el 2017 fue un periodo plano de 0.95 asociado al incremento en el autoconsumo por los primeros 8 meses, el siguiente cuatrimestre el factor cayó hasta Para la Subdirección de Producción Bloques Norte, el factor de encogimiento por eficiencia en el manejo se comportó de la siguiente manera, durante el 2015 se observa el mayor descenso de este factor pues de 0.90 en enero pasó a 0.88 en diciembre. Entre enero y diciembre de 2016 la estabilidad de este factor siguió con pequeñas fluctuaciones, manteniéndose en promedio en 0.87, esto se explica por el continuo uso de gas para su autoconsumo en el bombeo neumático. El primer semestre de 2017 es una constante plana, cuyo valor promedio es de El segundo semestre de 2017 este valor paso de 0.85 a Respecto de la Subdirección de Producción Bloques Sur, el comportamiento de este factor ha sido así, el 2015 se caracteriza por ser una plataforma plana de este factor a un valor promedio de Esta estabili- 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 Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Bloques Aguas Someras AS01 Bloques Aguas Someras AS02 Bloques Norte Bloques Sur Figura 3.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados del gas natural. 20

28 Evaluación de las reservas de hidrocarburos dad se repitió durante el periodo enero a diciembre de 2016, pequeñas fluctuaciones de este factor promediaron en este año 0.9. Con el 2017, otra vez se presentó un comportamiento plano del factor, en un valor promedio de 0.92, como se muestra en la figura 3.2. En la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01, el factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt) se caracteriza por una tendencia semiestable en el periodo Para el año 2015, hubo incrementos y decrementos del factor, estabilizándose en un promedio de Para el periodo de enero a diciembre de 2016, este factor se caracteriza por tener una meseta 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 reducciones de 0.77 y 0.75 en los meses de agosto y octubre. La Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 presenta una declinación continua durante el primer trimestre de 2015 hasta 0.85 y luego fluctúa en valores altos y bajos que promedian 0.85 para el último semestre de 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 El periodo de 2017 se caracterizó por un comportamiento plano, con un promedio de todo el año de La Subdirección de Producción Bloques Sur se ha comportado de manera constante durante el periodo , manteniendo esa condición en el Repitiendo esta estabilidad de manera consecutiva en el 2016 y también durante el Sólo la Subdirección de Producción Bloques Norte manifestó cambios en esa trayectoria constante durante 2015, pasando de 0.99 en enero a 0.97 en diciembre de ese año. Ya en el 2016 la Subdirección de Producción Bloques Norte ha ido bajando el valor de este factor gradualmente de 0.96 en enero a 0.94 en diciembre. El periodo de 2017 se caracterizó por un comportamiento plano, con un promedio de todo el año de 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 industriales antes de llegar al complejo procesador de gas incide de manera directa en el aumento o disminución del factor de encogimiento del gas por efecto de licuables en las líneas de transporte. Durante el 2015 el factor de recuperación de condensados (frc), en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 se caracteriza por haber sido de naturaleza itinerante, pues ningún mes se mantuvo, bajo hasta 14.2 y subió hasta 33.4, cerrando con un valor de Para 2016 los barriles por cada millón de pies cúbicos mostraron una relativa recuperación 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 valor de 8.8, cerrando el año con 9.5. El primer semestre de 2017 se fue posicionando de manera creciente este factor y llegó hasta un valor de 13.5 barriles por millón de pie cúbico, pero a partir de agosto, su comportamiento se abatió hasta 0.3 barriles por millón de pie cúbico en el mes de diciembre de En la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02, el factor de recuperación de condensados (frc) presentó un promedio de 8.8 barriles por millón de pie cúbico en El comportamiento de este factor en 2016 ha sido escalonado en tres pe- 21

29 Estimación al 1 de enero de 2018 riodos, siendo el primero de enero a abril con 11.4 de promedio, el segundo de abril a octubre, con un promedio de 13.7, el último de octubre a diciembre con tendencia al alza por encima de los 16.0 barriles 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 de15.9 y terminó en diciembre con 7.7 barriles por cada millón de pies cúbicos. El factor en la Subdirección de Producción Bloques Norte se comporta de forma descendente durante el periodo 2015, el valor promedio fue de 9.9 barriles por cada millón de pies cúbicos de gas. El 2016 se caracteriza por tener dos periodos, el primero de enero a julio con los valores a la baja de 9.4 a 7.4. La segunda mitad del año se estabiliza 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. Respecto a la Subdirección de Producción Bloques Sur, el comportamiento del periodo 2015 manifiesta un decremento paulatino de 6.6 a 4.4 barriles por cada millón de pies cúbicos de enero a diciembre. Para el 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 mantenerse en un promedio de 3.3 barriles por cada millón de pies cúbicos Comportamiento del gas en los complejos procesadores procesadores de gas (CPG) distribuidos en las regiones petroleras: Arenque, Burgos, Cactus, Ciudad Pemex, La Venta, Matapionche, Nuevo Pemex, Poza Rica y Reynosa. Bajo la filosofía de trabajo de aprovechar el gas asociado de los yacimientos de petróleo crudo y del gas no asociado de campos con producción comercial, es que se construyeron los complejos procesadores de gas. Los CPG reciben el gas amargo enviado por Pemex Exploración y Producción que se produce en las cuatro subdirecciones 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 recuperación de azufre. En lo que respecta a los condensados, casi la totalidad de su endulzamiento se realiza 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; posteriormente, a éste se le aplican procesos de absorción y criogénicos para obtener los líquidos de planta y el gas seco, también conocidos como hidrocarburos 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. Petróleos Mexicanos cuenta con nueve complejos De esta forma, los líquidos obtenidos se relacionan al gas húmedo mediante el factor de recuperación de 22

30 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 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 Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Arenque Burgos Cactus Cd. Pemex La Venta Matapionche Nuevo Pemex Poza Rica 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. líquidos en planta (frlp). Una vez procesado el 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 el comportamiento de los factores de encogimiento y rendimiento del gas en los complejos procesadores han seguido trayectorias semejantes, la eficiencia dependerá de la composición de la mezcla que cada complejo maneje y del número de etapas de su proceso intrínseco. En la figura 3.3 se presenta el comportamiento de todos los complejos procesadores de gas. El factor de encogimiento por impurezas en los complejos Poza Rica y Arenque son los más altos, debido a su alta eficiencia operativa presentan plataformas constantes de 0.98 y de 1.0, respectivamente, durante Para el complejo Matapionche el valor promedio durante 2017 fue de 0.96, un decimal por debajo del 2016, generado por la incorporación de gas aso- 23

31 Estimación al 1 de enero de 2018 ciado a la corriente de gas no asociado proveniente de yacimientos de aceite y gas. Cactus mantuvo una constante en 0.95 en todo el periodo 2017, igual que en También Ciudad Pemex ha sido constante en 0.95, en todo el periodo 2017, igual que en El caso de Nuevo Pemex muestra ligeras variaciones al alza que lo estabilizaron en 0.95 en 2016 y en 0.96 en El factor de encogimiento por licuables en planta, presenta variaciones ligeras en la mayoría de los complejos procesadores. Cactus pasó de 0.82 en enero de 2015 a 0.73 en agosto del mismo año, volviendo a presentar una inclinación a un valor de 0.78 a diciembre de Para el 2016 Cactus se estabilizó en En el 2017 este factor se recuperó y pasó de 0.81 en enero a 0.85 en junio, cerrando a diciembre en 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 Subió hasta 0.99 en mayo de 2017 y fluctuando en promedio a 0.94, el resto del segundo semestre de El complejo de Ciudad Pemex presenta un valor menor, pasando de 0.87 en 2015 a 0.85 en Sin embargo, durante el 2017 este factor tuvo fluctuaciones que lo ubicaron en un valor promedio de La Venta pasó de 0.84 en 2015 a 0.83 en 2016, ídem con 0.83 en el periodo Durante el año 2016, Matapionche se mantuvo en 0.92 igual que en 2015, ligeramente pasó a 0.91 en Nuevo Pemex pasó de 0.81 en 2015 a 0.84 en 2016, se mantuvo constante el valor promedio de 0.84 en Arenque cambió de 0.93 en 2015 a 0.95 en 2016, ligeramente se posicionó en 0.94 durante planta (frlp) para el periodo se caracteriza por dos bandas, la primera con valores por arriba de los 80 barriles por cada millón de pies cúbicos (b/ mmpc) y la segunda con valores menores a los 60 barriles por cada millón de pies cúbicos. Corresponde a La Venta los valores que superan los 100 b/ mmpc. Es el complejo Cactus que casi llega a los 100 b/mmpc por un ligero incremento de líquidos en el último trimestre del Durante el 2017 este complejo promedió 106 b/mmpc. El que ha manifestado una recuperación de líquidos mayor a la que normalmente traía es Ciudad Pemex, que en 2015 traía 74 b/mmpc y en b/mmpc, para el 2016 presentó un promedio de 97 b/mmpc, e incluso supero ya los 100 b/mmpc en el último bimestre de este periodo. De manera paulatina manifestó un incremento este complejo durante 2017, promediando 105 b/mmpc. Es Nuevo Pemex el más bajo de esta banda durante 2016 con valores promedio de 82 b/mmpc, que representa 10 barriles menos del promedio del Para 2017 el promedio se ubicó en 78 b/mmpc. El complejo Matapionche manifiesta un ligero incremento, pasando en promedio de 55 b/mmpc en 2015 a 59 b/mmpc en 2016, promediando 57 b/ mmpc durante Para el mes de abril de 2016, el complejo Arenque dejo de operar y paso de 53 b/mmpc a cero, ya en octubre de 2016 arrancó con 68 b/mmpc, valor superior al que traía antes de dejar de operar. En el 2017 este complejo sólo operó por 8 meses, promediando 62 b/mmpc. Por supuesto que en planta no todos los complejos recuperan el mismo volumen de líquidos, el comportamiento del factor de recuperación de líquidos en El complejo Burgos se caracteriza por ser un complejo estable en los últimos años con promedios de 27 b/mmpc, y en 2017 su eficiencia creció, promediando 24

32 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 28 b/mmpc. El complejo Poza Rica ha disminuido su capacidad, bajando su relación de líquidos de 38 b/ mmpc en 2015 a 34 b/mmpc en Siguió bajando este valor y en 2017 promedió 30 b/mmpc. 3.3 Reservas remanentes totales de Pemex Durante el año 2017 siguieron prevaleciendo contingencias en los mercados internacionales del petróleo, los precios para la mezcla mexicana de crudo y del gas amargo asociado y no asociado se recuperaron, pero no en una magnitud sobresaliente, el precio promedio de la mezcla mexicana de crudo se ubicó en 46.3 dólares por barril, y el precio del gas húmedo amargo se posicionó en un promedio de 3.9 dólares por cada mil pies cúbicos. En 2017 continuó la sobreoferta de crudo de los países de la OPEP, ocasionando la reducción de importación de crudo de países estratégicos en el mercado petrolero mundial, y otros efectos, como la asignación de un inventario diferente al que Pemex tenía antes de la Ronda Cero. La combinación de todos estos factores hace de la evaluación económica de los volúmenes técnicos una reducción de la comercialidad de los mismos, siendo la consecuencia directa el desplazamiento del límite económico hacia una fecha que genera un corte al volumen técnico, o la aparición del mismo en casos donde no lo había anteriormente, documentándose al 1 de enero de 2018 reducciones en el valor de las reservas en cada una de sus categorías y la reclasificación de algunos campos con reservas a recursos contingentes. Además, parte del balance de las reservas de un ejercicio a otro depende de los movimientos de los efectos causados por delimitación, desarrollo, revisión de su comportamiento, incorporación de campos nuevos, así como por la producción del periodo Bajo estas premisas el volumen de las reservas totales 3P asignadas a Pemex por la Secretaría de Energía en la Ronda Cero, al 1 de enero de 2018, consolidan 21,088.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, su composición se distribuye por 36.5 por ciento de reservas probadas, 31.0 por ciento de reserva probables y 32.6 por ciento de reservas posibles. El efecto inmediato de no tener el inventario total de campos que se documentaron al 1 de enero de 2015 hace incomparables los valores contra los ejercicios del 1 de enero de 2016, del 1 de enero de 2017 y del 1 de enero de 2018 en todas las categorías de resermmmbpce Figura 3.4 Integración por categoría de las reservas remanentes de petróleo crudo equivalente. 25

33 Estimación al 1 de enero de 2018 vas y en todas sus formas, por lo que el lector debe ser prudente en el uso de las cifras. La integración 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 2018, las reservas 3P de petróleo crudo equivalente se distribuyen en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 con 39.5 por ciento, en la Subdirección de Producción Bloques Norte 35.8 por ciento, la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS por ciento y finalmente la Subdirección de Producción Bloques Sur 8.6 por ciento. En términos de crudo y gas natural, las reservas totales asignadas a Pemex por la Secretaría de Energía en la Ronda Cero, al 1 de enero de 2018, ascienden a 15,738.1 millones de barriles y 26,449.6 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. De acuerdo con el tipo de fluido que compone al petróleo crudo equivalente la distribución de las reservas remanentes totales de Pemex al 1 de enero de 2018, se muestra en el cuadro 3.1. El aceite crudo es el que aporta mayor volumen con el 74.6 por ciento, el condensado con 0.6 por ciento, los líquidos de planta con 7.1 por ciento y el 17.7 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 22,793.2 miles de millones de pies cúbicos, y la reserva de gas seco es de 19,436.2 miles de millones de pies cúbicos. 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 entregado en planta Gas seco mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2015 Total 25, , , , , , ,712.8 Marina Noreste 10, , , , ,448.0 Marina Suroeste 3, , , , , ,570.6 Norte 8, , , , , , ,681.9 Sur 3, , , , , , Total 16, , , , , , ,825.3 Marina Noreste 7, , , , ,359.6 Marina Suroeste 2, , , , ,987.3 Norte 4, , , , , ,749.7 Sur 1, , , , , Total 16, , , , , , ,833.4 Marina Noreste 8, , , , ,913.2 Marina Suroeste 2, , , , ,844.8 Norte 4, , , , , ,410.4 Sur 1, , , , , Total 15, , , , , , ,436.2 Bloques Aguas Someras AS01 7, , , , ,435.1 Bloques Aguas Someras AS02 2, , , , ,085.9 Bloques Norte 4, , , , , ,349.0 Bloques Sur 1, , , , ,

34 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 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 2015 Total 14, , , , , , , ,576.5 Marina Noreste 10, , Marina Suroeste , , , , , ,857.4 Norte 2, , , , , , , ,032.2 Sur , , , , , Total 9, , , , , , ,062.8 Marina Noreste 7, , Marina Suroeste , , , ,435.3 Norte 1, , , , ,549.7 Sur , , , Total 10, , , , , , ,387.0 Marina Noreste 8, , Marina Suroeste , , , ,160.3 Norte 2, , , , ,360.0 Sur , Total 10, , , , , , ,101.6 Bloques Aguas Someras AS01 7, , Bloques Aguas Someras AS , , , ,955.7 Bloques Norte 1, , , , , ,783.9 Bloques Sur , , ,362.0 La variedad de fluidos producidos por los campos en explotación es diversa y por ello se hace una clasificación de las reservas totales de acuerdo a su calidad comercial, tomando en cuenta la densidad del fluido, en el cuadro 3.2 se muestra esta clasificación. El aceite pesado es el que tiene mayor presencia, el cual aporta 64.4 por ciento del volumen total, en segundo término, el aceite ligero con 25.2 por ciento y, por último, el aceite superligero con 10.4 por ciento. En los campos de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 se encuentra el mayor volumen de reservas totales de aceite pesado con el 73.7 por ciento, de la misma manera, en la Subdirección de Producción Bloques Norte se encuentra el mayor porcentaje de aceite ligero con 50.9 por ciento, mientras que, para el caso del aceite superligero, los volúmenes están divididos de la siguiente manera, en por ciento: en la Subdirección de Producción Bloques Norte con 43.1, en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con 35.8 y la Subdirección de Producción Bloques Sur con 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 asociado y no asociado. La porción mayor de la reserva remanente total de gas natural corresponde a la asociada a yacimientos de aceite con un porcentaje del total de 73.2, y una magnitud de 19,347.9 miles de millones de pies cúbicos, y un 26.8 por ciento para el gas no asociado, cuyos volúmenes de reserva alcan- 27

35 Estimación al 1 de enero de 2018 mmmbpce Figura 3.5 Evolución de las reservas totales de petróleo crudo equivalente. zaron 7,101.6 miles de millones de pies cúbicos. La mayor parte del gas asociado se localiza en la Subdirección de Producción Bloques Norte con el 54.4 por ciento, es decir 10,530.6 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 Subdirección de Producción Bloques Norte y la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 con 53.3 y 27.5 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 reservas totales con respecto al año anterior. En la estimación al 1 de enero del 2018 se registró un decremento por 1,059.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, las reservas pasaron de 22,148.5 al 1 de enero del 2017 a 21,088.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente al 1 de enero del 2018, esta modificación es atribuible a la integración de cinco conceptos: adiciones, revisiones, desarrollos, producción, y un nuevo 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 (mmmbpce). Las adiciones de reservas por 1.0 mmmbpce, la producción del periodo 2017 de 1.0 mmmbpce, las revisiones desincorporaron 0.6 mmmbpce por el comportamiento de los campos, incluyendo el ajuste de los proyectos de la recuperación secundaria, mientras que el concepto de desarrollos contempla la terminación de pozos de desarrollo y de pozos delimitadores durante el año 2017 incorporando 0.1 mmmbpce, derivado de la actualización de modelos geológicos-petrofísicos y finalmente, las migraciones de campos presentaron una reducción de reservas por 0.5 mmmbpce. La relación reserva-producción del volumen total de reservas asignadas a Pemex al 1 de enero de 2018 considera la producción total durante Bajo esta consideración para la reserva 3P la relación reservaproducción alcanzó un valor de 22.0 años. Para las reservas 2P, es decir la suma de las reservas probadas más probables, la relación es 15.0 años y para las reservas probadas de 8.1 años. Es importante mencionar que para el cálculo de este indicador no se contempla declinación de la producción, ni variación en los precios de hidrocarburos y costos de operación, mantenimiento y transporte. Además de considerar 28

36 Evaluación de las reservas de hidrocarburos constante la producción del sistema, y de la suposición de que no se harán inversiones estratégicas 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 remanentes probadas al 1 de enero de 2018 por 7,694.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Si se considera la distribución a nivel regional, 52.1 por ciento se encuentra en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01, siendo esta la de mayor contribución. La Subdirección de Producción Bloques Sur aporta el 15.3 por ciento, la Subdirección de Producción Bloques Norte contribuye con 16.2 por ciento y la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con 16.5 por ciento. En términos de aceite y gas natural las reservas probadas de Pemex ascienden a 5,806.5 millones de barriles de crudo y 9,329.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. El valor del volumen de reservas probadas de petróleo crudo equivalente está conformado por 75.5 por ciento de aceite crudo, 16.5 por ciento de gas seco equivalente a líquido, los líquidos de planta contribuyen con 7.2 por ciento y los condensados con el restante 0.9 por ciento. Las reservas probadas de gas entregado en planta y gas seco contienen 7,903.5 y 6,593.3 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente, y para esta fase hidrocarburo los mayores 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 entregado en planta Gas seco mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2015 Total 9, , , , , ,447.4 Marina Noreste 5, , , , ,683.5 Marina Suroeste 1, , , , ,800.7 Norte , , , ,851.1 Sur 1, , , , , Total 7, , , , , ,609.8 Marina Noreste 3, , , , ,572.9 Marina Suroeste 1, , , , ,203.1 Norte , , , ,103.0 Sur 1, , , , , Total 6, , , , , ,984.2 Marina Noreste 3, , , , ,625.4 Marina Suroeste , , , ,238.0 Norte , , , ,138.0 Sur , , , , Total 5, , , , , ,593.3 Bloques Aguas Someras AS01 3, , , , ,362.1 Bloques Aguas Someras AS , , , ,387.7 Bloques Norte , , , ,161.6 Bloques Sur , , , ,

37 Estimación al 1 de enero de 2018 volúmenes se ubican principalmente en la Subdirección de Producción Bloques Norte. La evolución de estas reservas por tipo de fluido y subdirección se muestran en el cuadro 3.3. Si se toma en cuenta la clasificación del crudo de acuerdo con su densidad, de los 7,694.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reserva probada, corresponden al aceite crudo 5,806.5 millones, a su vez el volumen de aceite crudo esta fraccionado en pesado, ligero y superligero, siendo las proporciones porcentuales de 70.2, 20.9 y 8.8, respectivamente. La Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 contiene el mayor volumen probado de aceite pesado con 86.1 por ciento, mientras que la Subdirección de Producción Bloques Sur tiene 32.8 por ciento del aceite ligero y el 35.2 por ciento del aceite superligero. Destaca de igual manera la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con 40.0 por ciento del aceite ligero y con el 57.0 por ciento de aceite superligero. Refiriéndonos a las reservas probadas de gas, el gas asociado representa 68.3 por ciento del total mientras que el gas no asociado representa 31.6 por ciento. La Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 posee el mayor volumen reservas probadas de gas asociado con un 35.1 por ciento, mientras que para las reservas de gas no asociado la mayor concentración se encuentra en la Subdirección de Producción Bloques Norte y Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con 50.9 por 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 2015 Total 6, , , , , ,283.0 Marina Noreste 5, , Marina Suroeste , , ,355.9 Norte , , ,045.2 Sur , , Total 4, , , , , ,080.3 Marina Noreste 3, , Marina Suroeste , , ,074.9 Norte , ,432.9 Sur , Total 4, , , , , ,869.5 Marina Noreste 3, , Marina Suroeste ,098.5 Norte , ,239.6 Sur , Total 4, , , , , ,952.4 Bloques Aguas Someras AS01 3, , Bloques Aguas Someras AS , Bloques Norte , ,503.8 Bloques Sur ,

38 Evaluación de las reservas de hidrocarburos mmmbpce Figura 3.6 Evolución de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente. ciento y 30.4 por ciento respectivamente. Las reservas probadas de aceite crudo, clasificadas de acuerdo a su densidad como aceite pesado, ligero y superligero, así como las reservas de gas natural clasificadas como gas asociado y no asociado, son mostradas en el cuadro 3.4. La producción del periodo 2017 corresponde a un volumen extraído de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La restitución del volumen total producido por la incorporación de reservas de yacimientos nuevos y el desarrollo de los campos ya existentes no fue posible debido a múltiples mmmbpce factores ya comentados en este capítulo. En conjunto, entre las actividades de revisiones, desarrollos, adiciones, producción y las migraciones de campos se registra una baja de las reservas probadas por un volumen de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. 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 diferencia entre el 1 de enero de 2018 y el año anterior. Las reservas remanentes probadas se clasifican en reservas probadas desarrolladas y en reservas probadas no desarrolladas. Las primeras aportan el 64.2 por ciento y las no desarrolladas contribuyen con el 35.8 por ciento del total, figura Reservas probadas desarrolladas Figura 3.7 Clasificación de las reservas remanentes probadas de petróleo crudo equivalente. El volumen de las reservas probadas desarrolladas al 1 de enero de 2018 es de 4,940.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El mayor volumen se encuentra en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 con 60.4 por ciento del total, siendo la de mayor importancia, seguida por la 31

39 Estimación al 1 de enero de 2018 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 entregado en planta Gas seco mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2015 Total 6, , , , , ,913.3 Marina Noreste 4, , , , ,512.0 Marina Suroeste , , , ,374.3 Norte , , ,548.0 Sur 1, , , , , Total 5, , , , , ,011.7 Marina Noreste 3, , , , ,410.8 Marina Suroeste , , , ,415.4 Norte , , ,121.5 Sur , , , , Total 4, , , , ,513.4 Marina Noreste 3, , , , ,326.5 Marina Suroeste , Norte , , ,020.5 Sur , , , , Total 3, , , , ,026.1 Bloques Aguas Someras AS01 2, , , , ,080.9 Bloques Aguas Someras AS , Bloques Norte , , ,076.3 Bloques Sur , , ,144.2 Subdirección de Producción Bloques Sur con 16.1 por ciento y finalmente, la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 y la Subdirección de Producción Bloques Norte, con 13.4 y 10.1 por ciento, respectivamente. El cuadro 3.5 muestra la distribución histórica de estas reservas. En esta categoría, los volúmenes de aceite y gas natural se estimaron respectivamente en 3,752.4 millones de barriles y 5,853.8 miles de millones de pies cúbicos respectivamente. La Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 documenta el mayor volumen de aceite crudo con el 70.1 por ciento, es decir 2,630.2 millones de barriles y también de gas natural con 1,793.4 miles de millones de pies cúbicos que equivalen al 30.6 por ciento. Asimismo, la reserva de gas entregado en planta alcanzó 4,906.3 miles de millones de pies cúbicos, en tanto que la reserva de gas seco sumó 4,026.1 miles de millones de pies cúbicos. Continuando con la reserva probada desarrollada de aceite crudo, por su densidad, el pesado participa con 74.9 por ciento del total, el ligero con 19.3 por ciento y el superligero con 5.8 por ciento. A nivel Pemex el 91.9 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 Aguas Someras AS02 con 45.4 por ciento y el superligero se concentra en la Subdirección de Producción Bloques Sur con 58.4 por ciento. 32

40 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 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 2015 Total 4, , , , ,995.3 Marina Noreste 4, , Marina Suroeste , , ,025.4 Norte ,240.6 Sur , Total 3, , , , ,932.9 Marina Noreste 3, , Marina Suroeste , ,490.9 Norte Sur , Total 3, , , ,022.4 Marina Noreste 3, , Marina Suroeste Norte Sur , Total 2, , ,787.1 Bloques Aguas Someras AS01 2, , Bloques Aguas Someras AS Bloques Norte Bloques Sur , La clasificación 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 69.5 por ciento de gas asociado y 30.5 por ciento de gas no asociado. La Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 y la Subdirección de Producción Bloques Sur son los lugares donde se localizan los mayores volúmenes de reserva probada desarrollada de gas asociado con 44.1 y 28.0 por ciento, respectivamente. Mientras que los mayores volúmenes de reservas probadas desarrolladas de gas no asociado se localizan en la Subdirección de Producción Bloques Norte, Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 y la Subdirección de Producción Bloques Sur con 52.9, 26.1 y 21.0 por ciento, respectivamente. En el cuadro 3.6 también se muestra la distribución de la reserva probada desarrollada de gas natural Reservas probadas no desarrolladas Las reservas probadas no desarrolladas al 1 de enero de 2018 están estimadas en 2,754.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 y la Subdirección de Producción Bloques Norte, contribuyen con 37.1 y 27.1 por ciento respectivamente. Mientras que la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 participa con 22.0 por ciento, la Subdirección de Producción Bloques Sur lo hace con 13.8 por ciento. El cuadro 3.7 muestra lo anterior mencionado. 33

41 Estimación al 1 de enero de 2018 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 entregado en planta Gas seco mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2015 Total 3, , , , ,534.2 Marina Noreste 1, , Marina Suroeste , , ,426.3 Norte , , ,303.1 Sur , , , , Total 2, , , , ,598.1 Marina Noreste Marina Suroeste , Norte , , Sur Total 2, , , , ,470.8 Marina Noreste , Marina Suroeste Norte , , ,117.5 Sur Total 2, , , , ,567.2 Bloques Aguas Someras AS , Bloques Aguas Someras AS Bloques Norte , , ,085.3 Bloques Sur Las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo al 1 de enero de 2018 se estimaron en 2,054.1 millones de barriles. La Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 y la Subdirección de Producción Bloques Norte aportan respectivamente 45.1 y 23.5 por ciento, con porcentajes menores están la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 y la Subdirección de Producción Bloques Sur con 20.8 y 10.5 por ciento respectivamente. Con respecto al gas natural se estimaron 3,475.9 miles de millones de pies cúbicos de reservas probadas no desarrolladas al 1 de enero de La mayor contribución es de la Subdirección de Producción Bloques Norte y de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con 39.3 y 27.7 por ciento, respectivamente. En ese mismo referente, la Subdirección de Producción Bloques Sur y la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 su contribución es 20.1 y de 12.9 por ciento, respectivamente, tal como se muestra en el cuadro 3.7. Los volúmenes de las reservas probadas no desarrolladas de gas entregado en planta y gas seco son de 2,997.1 y 2,567.2 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 categoría de reservas. De acuerdo con su densidad y a su valor comercial, al 1 de enero de 2018, las reservas probadas no desarrolladas de aceite pesado son 1,267.1 millones 34

42 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 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 2015 Total 1, , , , ,287.7 Marina Noreste 1, Marina Suroeste ,330.4 Norte Sur , Total 1, , ,147.4 Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur Total 1, , Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur Total 1, , ,165.3 Bloques Aguas Someras AS Bloques Aguas Someras AS Bloques Norte Bloques Sur de barriles, siendo mayor la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 pues participa con 73.2 por ciento de ésta. Las reservas probadas no desarrolladas de aceite ligero son de millones de barriles, de las que el 38.8 por ciento se encuentra en la Subdirección de Producción Bloques Norte, seguida por la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con 32.1 por ciento. La Subdirección de Producción Bloques Sur participa con 29.1 por ciento de aceite ligero. Para el aceite superligero, se cuenta con una reserva probada no desarrollada de millones de barriles, de los cuales la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 aporta el 71.5 por ciento del total y la Subdirección de Producción Bloques Sur lo hace con 18.3 por ciento. Por último, la Subdirección de Producción Bloques Norte participa con el 10.2 por ciento restante. La clasificación de las reservas probadas no desarrolladas en base a su densidad se muestra en el cuadro 3.8. Al 1 de enero de 2018, las reservas probadas no desarrolladas de gas asociado ascienden a 2,310.6 miles de millones de pies cúbicos, lo que representa 66.5 por ciento del total, y las reservas probadas no desarrolladas de gas no asociado equivale a 1,165.3 miles de millones de pies cúbicos, es decir 33.5 por ciento del total. La Subdirección de Producción Bloques Norte integra el mayor volumen de la reserva probada no desarrollada de gas asociado con 35.0 por ciento. Por otro lado, la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 y la Subdirección 35

43 Estimación al 1 de enero de 2018 de Producción Bloques Norte, aportan porcentajes similares del total de la reserva no desarrollada de gas no asociado con 36.9 y 47.9 por ciento respectivamente. En menor proporción los yacimientos de la Subdirección de Producción Bloques Sur contribuyen con el 15.2 por ciento Reservas probables Las reservas probables al 1 de enero de 2018 ascienden a 6,529.1millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cuya distribución regional es mayor en la Subdirección de Producción Bloques Norte con 41.6 por ciento, seguida de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 con el 37.7 por ciento, la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con 16.9 por ciento y en menor proporción la Subdirección de Producción Bloques Sur con 3.8 por ciento. Las reservas probables de petróleo crudo equivalente están conformadas por 74.3 por ciento de aceite crudo, 18.3 por ciento al gas seco equivalente a líquido, los líquidos de planta con 6.9 por ciento y finalmente el condensado con el 0.5 por ciento. La evolución de las reservas probables de petróleo crudo 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 2018 son 4,852.9 millones de barriles y 8,414.6 miles de millones de pies cúbicos. La Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 y la Subdirección de Producción Bloques Norte contienen 45.7 por ciento y 34.4 por ciento de la reserva probable de aceite y 19.9 por ciento restante se ubica en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 y Subdirección de Producción Bloques Sur. Para el caso de la reserva remanente probable de gas natural, la mayor concentración se encuentra en la Subdirección de Producción Bloques Norte con 61.2 por ciento del total, mientras que la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 integra 18.1 por ciento y la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 junto con la Subdirección de Producción Bloques Sur el 20.7 por ciento de las reservas restantes. La evolución de las reservas probables distribuidas por subdirección y tipo de fluido se muestra en el cuadro 3.9. La clasificación por densidad de las reservas probables de aceite se muestra en el cuadro Al 1 de enero de 2018 estas reservas están constituidas por 68.9 por ciento de aceite pesado, 24.7 por ciento de aceite ligero y 6.4 por ciento de aceite superligero. El 65.9 por ciento del aceite pesado se enmmmbpce Figura 3.8 Evolución de las reservas probables de petróleo crudo equivalente. 36

44 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 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 entregado en planta Gas seco mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2015 Total 6, , , , , ,358.4 Marina Noreste 2, , Marina Suroeste , , , ,864.0 Norte 3, , , , , ,302.3 Sur , Total 4, , , , , ,083.0 Marina Noreste 1, , Marina Suroeste , Norte 1, , , , ,494.8 Sur Total 4, , , , , ,766.0 Marina Noreste 2, , , , Marina Suroeste , , , Norte 1, , , , ,648.5 Sur Total 4, , , , , ,223.1 Bloques Aguas Someras AS01 2, , , Bloques Aguas Someras AS , , , ,058.6 Bloques Norte 1, , , , ,068.5 Bloques Sur cuentra en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01, 25.5 por ciento en la Subdirección de Producción Bloques Norte y 8.5 por ciento restante en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 y Subdirección de Producción Bloques Sur. La reserva probable de aceite ligero se encuentra en su mayor cantidad en la Subdirección de Producción Bloques Norte con 59.2 por ciento, mientras que la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 contiene 35.0 por ciento y la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 junto con la Subdirección de Producción Bloques Sur el 5.7 por ciento que resta. Para las reservas probables de aceite superligero el 48.4 por ciento se ubican en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02, seguida de la Subdirección de Producción Bloques Norte con el 34.2 por ciento. La Subdirección de Producción Bloques Sur se concentra el 17.4 por ciento restante. Al 1 de enero de 2018, las reservas probables de gas asociado representan 75.1 por ciento del total y las reservas de gas no asociado 24.9 por ciento. En la Subdirección de Producción Bloques Norte se encuentra 64.3 por ciento de las reservas probables de gas asociado. Las reservas probables de gas no asociado se ubican en mayor parte en yacimientos de la Subdirección de Producción Bloques Norte con 52.1 por ciento, seguida por los yacimientos de gas húmedo y condensado en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con

45 Estimación al 1 de enero de 2018 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 2015 Total 3, , , , ,013.4 Marina Noreste 2, Marina Suroeste , ,620.7 Norte 1, , , ,131.3 Sur Total 2, , , ,265.8 Marina Noreste 1, Marina Suroeste Norte , Sur Total 3, , , , ,456.5 Marina Noreste 2, , Marina Suroeste Norte , Sur Total 3, , , , ,098.2 Bloques Aguas Someras AS01 2, , Bloques Aguas Someras AS Bloques Norte , ,092.8 Bloques Sur por ciento del total, seguida de la Subdirección de Producción Bloques Sur con 13.2 por ciento del total de estas reservas. El volumen estimado de las reservas probables de gas entregado en planta es de 7,216.1 miles de millones de pies cúbicos, el 63.6 por ciento pertenece a la Subdirección de Producción Bloques Norte, el 13.8 por ciento está en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01, el 16.8 por ciento en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 y el 5.7 por ciento en la Subdirección de Producción Bloques Sur. La distribución a nivel regional para los 6,223.1 miles de millones de pies cúbicos de reservas probables de gas seco, es muy similar a las reservas de gas entregado en planta Reservas posibles Al 1 de enero de 2018, las reservas posibles se estimaron en 6,865.1 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 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 que posee 27.1 por ciento, la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 aporta 14.9 por ciento y por último la Subdirección de Producción Bloques Sur con 5.8 por ciento restante. Las reservas posibles de petróleo crudo equivalente están compuestas por 74.0 por ciento de aceite crudo, 18.5 por ciento de gas seco equivalente a líquido, 7.2 por ciento de líquidos de planta y 0.3 por ciento 38

46 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 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 entregado en planta Gas seco mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2015 Total 9, , , , , , ,906.9 Marina Noreste 3, , Marina Suroeste 1, , , , ,905.9 Norte 4, , , , , ,528.5 Sur , , , Total 4, , , , , ,132.5 Marina Noreste 1, , Marina Suroeste , , , Norte 1, , , , ,151.9 Sur Total 5, , , , , ,083.3 Marina Noreste 1, , Marina Suroeste , , Norte 2, , , , ,623.9 Sur Total 5, , , , , ,619.8 Bloques Aguas Someras AS01 1, , Bloques Aguas Someras AS , , Bloques Norte 2, , , , ,118.9 Bloques Sur de condensado. Su distribución regional y por tipo de fluido se muestra en el cuadro Las reservas remanentes posibles de aceite crudo y gas natural para la evaluación del 1 de enero de 2018 se estimaron en los conceptos de aceite crudo y gas natural de la siguiente forma: 5,078.6 millones de barriles y 8,705.3 miles de millones de pies cúbicos. La Subdirección de Producción Bloques Norte y la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 son las que contienen mayor porcentaje de aceite crudo con 44.7 y 34.7 por ciento respectivamente. En términos de gas natural la Subdirección de Producción Bloques Norte es la de mayor proporción con 73.6 por ciento. Asimismo, para las reservas posibles de gas entregado en planta de 7,673.5 miles de millones de pies cúbicos, la Subdirección de Producción Bloques Norte contiene el volumen más alto al contabilizar 75.1 por ciento. Lo mismo ocurre para las reservas posibles de gas seco de 6,619.8 miles de millones de pies cúbicos, la Subdirección de Producción Bloques Norte integra 77.3 por ciento, como se observa también en el cuadro En función de su densidad las reservas posibles de aceite crudo al 1 de enero de 2018 contribuyen con 53.5 por ciento de aceite pesado, 30.5 por ciento de aceite ligero, y 15.9 por ciento de aceite superligero, como se muestra en el cuadro Las mayores reservas posibles de aceite pesado se encuentran distribuidas en la Subdirección de Producción Blo- 39

47 Estimación al 1 de enero de 2018 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 2015 Total 4, , , , , , , ,280.1 Marina Noreste 3, Marina Suroeste , , ,880.8 Norte 1, , , , , ,855.7 Sur , Total 2, , , , ,716.6 Marina Noreste 1, Marina Suroeste Norte , Sur Total 3, , , ,061.0 Marina Noreste 1, Marina Suroeste Norte 1, , Sur Total 2, , , , ,051.0 Bloques Aguas Someras AS01 1, Bloques Aguas Someras AS Bloques Norte , , ,187.3 Bloques Sur ques Aguas Someras AS01 y la Subdirección de Producción Bloques Norte con 64.5 y 25.5 por ciento, respectivamente. El aceite ligero en mayor parte se encuentra en la Subdirección de Producción Bloques Norte con 66.0 por ciento del total y para el aceite superligero los volúmenes están distribuidos en la mmmbpce Figura 3.9 Evolución de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente. 40

48 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Subdirección de Producción Bloques Norte con 68.8 por ciento, en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con 17.6 por ciento y la Subdirección de Producción Bloques Sur con 13.5 por ciento. Con respecto a las reservas posibles de gas asociado, estas representan el 76.4 por ciento del total y las reservas posibles de gas no asociado el otro 23.6 por ciento. El 78.4 por ciento de las reservas posibles de gas asociado se encuentran en la Subdirección de Producción Bloques Norte, lo mismo para el caso de las reservas de gas no asociado, con 57.9 por ciento avaladas por esta misma subdirección. Una porción de 16.2 por ciento de las reservas posibles de gas no asociado se ubican en yacimientos de gas y condensado de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. La Subdirección de Producción Bloques Sur representa en las reservas de gas no asociado el 25.9 por ciento. La evolución histórica de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente durante los tres últimos años y los rubros que generan su variación se presentan en la figura 3.9. Se registra un incremento en el valor de las reservas posibles al 1 de enero de 2018, con respecto al año anterior. Se entiende este incremento por la combinación de variables técnicas y económicas, así como de las revisiones y el desarrollo, junto con el resultado debido a descubrimientos que representan un decremento de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. 41

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50 Descubrimientos 4 Las actividades exploratorias realizadas durante el año 2017 han permitido a Petróleos Mexicanos (Pemex) alcanzar una incorporación de reservas 3P por 1,194.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales millones de barriles corresponden a aceite y 2,671.8 miles de millones de pies cúbicos a gas. Esta incorporación se concentró en aguas someras y profundas del Golfo de México, así como en la porción terrestre del país. Los volúmenes y reservas originales de hidrocarburos descubiertos fueron estimados en estricto apego a los lineamientos del Petroleum Resources Management System (PRMS), publicado de manera conjunta por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum Council (WPC) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y con base en los lineamientos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). En la porción terrestre destacan los descubrimientos de los campos Ixachi en rocas del Cretácico, y del campo Valeriana, que fue exitoso en rocas del Jurásico y Cretácico, ambos campos de gas y condensado. Mientras que, de los cuatro descubrimientos en aguas someras, el de mayor volumen fue el del campo Suuk, el cual contiene aceite ligero en rocas del Cretácico. Finalmente, en aguas profundas del Norte del Golfo de México se delimitó el campo Nobilis, el cual fue productor de aceite ligero en yacimientos de edad Oligoceno Inferior. Del total de la incorporación de reservas 3P por descubrimientos y por delimitación en 2017, la mayor cantidad de éxitos exploratorios se llevó a cabo en las Cuencas del Sureste, en aguas someras de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02, al descubrir cuatro campos con la perforación de los pozos Suuk-1A, Teekit-1001, Octli-1 y Hok-1, y con la delimitación del campo Xikin mediante la perforación del pozo Xikin-1DL, los cuales aportaron el 35.4 por ciento de la incorporación total. Sin embargo, en la porción terrestre de la Subdirección de Producción Bloques Norte, en la Cuenca de Veracruz, se tuvo el principal descubrimiento con el pozo Ixachi-1, el cual incorporó el 30.7 por ciento del total de Pemex. Mientras que, en la porción terrestre de la Subdirección de Producción Bloques Sur, el pozo Valeriana-1 incorporó el 17.9 por ciento. Finalmente, la Cuenca del Golfo de México Profundo en la Subdirección de Producción Bloques Norte contribuyó con el 16.1 por ciento, con la delimitación del campo Nobilis mediante la perforación del pozo Nobilis-101. Las reservas descubiertas permitirán documentar proyectos que coadyuven a incrementar la producción de crudo y gas natural establecida en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos. La información que se presenta en este capítulo muestra el volumen de reservas incorporadas por los descubrimientos y la delimitación en las diferentes categorías, además de estar clasificadas a nivel de cuenca, subdirección de producción y por tipo de hi- 43

51 Descubrimientos Cuadro 4.1 Reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en P 2P 3P Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE Cuenca Campo Pozo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb Total , , ,194.0 Golfo de México Profundo Nobilis Nobilis Sureste , Hok Hok Octli Octli Suuk Suuk-1A Teekit Profundo Teekit Valeriana Valeriana Xikin Xikin-1DL Veracruz , Ixachi Ixachi , drocarburo; con lo cual se podrá observar la orientación de la estrategia exploratoria durante el año También se presentan las principales características técnicas de algunos de los campos, mostrando los aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de ingeniería de los yacimientos. Al final de este capítulo se presenta información histórica de la evolución de la incorporación de reservas por actividad exploratoria y delimitadora en los últimos cuatro años. 4.1 Resultados obtenidos La incorporación de reservas de hidrocarburos 3P por la actividad exploratoria y delimitadora en 2017 alcanzó millones de barriles de crudo y 2,671.8 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Estos volúmenes de reservas incorporados se lograron gracias a una campaña exploratoria y delimitadora en aguas someras y profundas, así como en las porcio- Cuadro 4.2 Distribución de las reservas de hidrocarburos incorporadas en P 2P 3P Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE Cuenca mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb Total , , ,194.0 Golfo de México Profundo Bloques Norte Sureste , Bloques Aguas Someras AS Bloques Sur Veracruz , Bloques Norte ,

52 Evaluación de las reservas de hidrocarburos nes terrestres, perforándose localizaciones exploratorias y delimitadoras con objetivos de edad Terciario y Mesozoico. En el cuadro 4.1 se muestran en un resumen agrupado a nivel de cuenca y pozo exploratorio y/o delimitador, las reservas de aceite y gas natural incorporadas en las categorías probada (1P), probada más probable (2P) y probada más probable más posible (3P), esta última también se indica en términos de petróleo crudo equivalente. La incorporación de reservas se obtuvo con los descubrimientos de los campos en las porciones terrestres de la Subdirección de Producción Bloques Norte con el campo Ixachi, y en la Subdirección de Producción Bloques Sur con el campo Valeriana. En batimetrías de aguas someras de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 con los campos Hok, Octli, Suuk, Teekit Profundo y con la delimitación del campo Xikin. Finalmente, en batimetrías de aguas profundas de la Subdirección de Producción Bloques Norte con la delimitación del campo Nobilis. El cuadro 4.2 describe la composición de las reservas incorporadas de aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente en sus categorías 1P, 2P y 3P, agrupándolas a nivel de cuenca y subdirección; 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. 4.2 Descubrimientos marinos Los trabajos exploratorios realizados durante el año 2017 obtuvieron resultados en la incorporación de Cuadro 4.3 Clasificación de las reservas de aceite y gas natural incorporadas en 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 Bloques Aguas Someras AS Bloques Aguas Someras AS Bloques Norte Bloques Sur P Total Bloques Aguas Someras AS Bloques Aguas Someras AS Bloques Norte Bloques Sur P Total , ,033.4 Bloques Aguas Someras AS Bloques Aguas Someras AS Bloques Norte , ,389.9 Bloques Sur

53 Descubrimientos Figura 4.1 Ubicación del pozo exploratorio Hok-1. reservas en aguas someras y profundas del Golfo de México. En aguas someras, al borde de la provincia geológica Pilar de Akal y en la Cuenca Salina del Istmo, se descubrieron cuatro campos mediante la perforación de los pozos exploratorios Hok-1, Octli-1, Suuk-1A, Teekit-1001 y se delimitó el campo Xikin con la perforación del pozo Xikin-1DL. Las reservas totales adicionadas por estos pozos alcanzaron millones de barriles de petróleo crudo equivalente en yacimientos que van desde aceite pesado hasta superligero. En aguas profundas, en las provincias geológicas Cinturón Plegado Subsalino y Cinturón Plegado Perdido, se delimitó el campo de aceite superligero Nobilis mediante la perforación del pozo Nobilis-101. Con este pozo se incorporó una reserva total de millones de petróleo crudo equivalente. A continuación, se presenta una descripción de los aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de ingeniería, de algunos de los yacimientos y/o campos marinos descubiertos en el año Hok-1 El pozo Hok-1 se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 22 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Frontera, Tabasco, a 18.7 kilómetros al Suroeste del pozo Xux-1 y a 8.6 kilómetros al Oeste-Suroeste del pozo Koban-1, figura 4.1. El pozo descubrió 3 yacimientos de aceite negro de 26 grados API en rocas de edad Mioceno Superior. Geología estructural El campo Hok se ubica geológicamente en la provincia del Pilar de Reforma-Akal la cual está limitada al 46

54 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Figura 4.2 Configuración estructural de la cima del yacimiento Mioceno Superior del campo Hok. Oeste por el sistema de fallas que constituyen el borde de la Cuenca de Comalcalco y al Este por el sistema de fallas del borde de la Cuenca de Macuspana. El Mioceno Medio-Plioceno Temprano está definido por una contracción que desarrolló pliegues, fallas y soldaduras de sal re-deformando estructuras desarrolladas en el Cretácico y Eoceno-Oligoceno. El evento de edad Mioceno Tardío-Reciente también se caracteriza por una extensión, desarrollando estructuras imbricadas en donde se ubica el campo Hok. Estratigrafía La columna estratigráfica del pozo Hok-1 comprende rocas sedimentarias que van en edad desde el Reciente-Pleistoceno hasta el Jurásico Superior Kimmeridgiano. Las relaciones estratigráficas se presentaron de manera concordante desde el Jurásico Superior Kimmeridgiano hasta el Oligoceno Medio. Posteriormente se presenta un cuerpo salino que provoca la ausencia del Oligoceno Superior. Sobreyaciendo al intrusivo salino se tiene nuevamente una secuencia normal desde el Mioceno hasta el Reciente Pleistoceno. Al nivel de los yacimientos de edad Mioceno Superior, las rocas se depositaron en un ambiente de talud con una batimetría batial medio y corresponden a estratos arenosos dentro de sistemas de abanicos y canales. Roca almacén La roca almacén corresponde a areniscas de edad Mioceno Superior cuyos parámetros texturales son: 47

55 Descubrimientos Figura 4.3 Modelo petrofísico que incluye los tres yacimientos descubiertos por el pozo Hok-1. arenisca fina y media, granos con ligero dominio de fragmentos de roca (40 por ciento), cuarzo (35 por ciento) y feldespatos (25 por ciento), mal clasificada, granos subangulosos, con ±30 por ciento de granos subredondeados, <10 por ciento de arcilla matricial. La mala clasificación y el bajo contenido de arcilla dan a la roca porosidades muy variables entre 18 y 28 por ciento, lo cual la hace roca almacén de buena calidad. Trampa El yacimiento 1 de edad Mioceno Superior se encuentra entrampado en una estructura de tipo combinado con una orientación Noroeste-Sureste. Hacia el Suroeste se limita por una falla inversa, al Este por un sistema de fallas normales y al Norte-Noreste posee un cierre natural echado abajo, la estructura tiene una longitud de 4.5 kilómetros (Noroeste-Sureste) y un ancho de 2.5 kilómetros (Noreste-Suroeste), figura 4.2. Sello Corresponden a gradaciones tanto laterales como verticales en el tamaño de grano de las rocas, pasando de arenas muy finas a limos y lutitas. Se presentan como flujos entre los estratos arenosos propios del ambiente sedimentario y al carecer de permeabilidad no permiten el flujo de hidrocarburos a través de ellos. Yacimiento El campo Hok cuenta con tres yacimientos en los cuales se identificó aceite negro de 26 grados API. La roca yacimiento está constituido por arenisca fina y media, mal clasificada, frecuentes fragmentos de cuarzo monocristalino, feldespato y fragmentos de roca, granos subredondeados a subangulosos, común matriz arcillosa ligeramente calcárea; porosidad 48

56 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Figura 4.4 Ubicación del pozo exploratorio Octli-1. promedio 23 por ciento. Estos yacimientos se identificaron con el probador de formaciones en los intervalos; I: 2,816-2,824 metros denominado yacimiento 3, II: 2,843-2,857.5 llamado yacimiento 2 y III: 2, ,897.5 reconocido como yacimiento 1. En la figura 4.3 se muestra el modelo petrofísico con la ubicación de los yacimientos en el pozo Hok-1. Reservas Los volúmenes originales de hidrocarburos del campo Hok en sus categorías 2P igual a 3P son de millones de barriles de crudo y miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas originales de hidrocarburos 2P igual a 3P considerando un factor de recuperación de aceite del 13.3 por ciento y de gas del 20.5 por ciento son de 27.0 millones de barriles en aceite y 28.8 miles de millones de pies cúbicos de gas. En términos de petróleo crudo equivalente las reservas 2P igual a 3P ascienden a 31.7 millones de barriles de petróleo. Octli-1 El pozo Octli-1 y su ventana Octli-1-ST se ubican en aguas territoriales del Golfo de México aproximadamente a 25 kilómetros al Noreste de Coatzacoalcos, Veracruz, a 6.7 kilómetros al Sureste del pozo Yetic- 1 y a 17 kilómetros al Noroeste del pozo Cahua-1, figura 4.4. El pozo y su ventana descubrieron 8 yacimientos en rocas de edad Plioceno Inferior. Geología estructural El campo Octli se ubica en la porción meridional de la Cuenca Salina del Istmo; la cual se caracteriza por una fuerte actividad tectónica, misma que controló la sedimentación de las facies siliciclásticas del Mioceno 49

57 Descubrimientos Figura 4.5 Mapa estructural del Mioceno Superior del campo Octli (yacimiento 2). y Plioceno, que ha permitido el desarrollo de cuencas por evacuación de sal, con lo cual ha favorecido la formación de trampas combinadas, figura 4.5. Estratigrafía La columna estratigráfica del pozo Octli-1 y su ventana Octli-1-ST comprende rocas sedimentarias que van en edad desde el Mioceno Superior hasta el Reciente Pleistoceno. Las relaciones estratigráficas se presentaron de manera concordante en toda la columna. Al nivel de los yacimientos las rocas se depositaron en un ambiente de talud con batimetría batial superior y corresponden a estratos arenosos dentro de sistemas de abanicos y canales. Roca almacén La roca almacén corresponde a areniscas de edad Mioceno Superior y Plioceno Inferior cuyos parámetros texturales son: arenisca fina (ocasionalmente media), granos con dominio de cuarzo, fragmentos de roca y feldespatos, regularmente clasificada, granos subredondeados a subangulosos con poca arcilla matricial. La regular clasificación y el bajo contenido de arcilla dan a la roca porosidades entre 20 y 25 por ciento, lo cual la hace roca almacén de buena calidad. Trampa Los límites del campo Octli se encuentran definidos por una trampa de tipo combinada. Su componente estructural corresponde a un monoclinal nucleado por sal con orientación Noroeste-Sureste; su componente estratigráfica se define por sistemas de canales y abanicos con dirección Noroeste-Sureste, interestratificados en secuencias que se acuñan contra una discordancia semiregional en su porción Occidental (echado arriba). Los límites de los yacimientos en sus porciones septentrional y meridional se en- 50

58 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Figura 4.6 Modelo petrofísico de los pozos Octli-1 y su ventana Octli-1-ST. cuentran definidos por fallas normales, ocasionadas por la tectónica salina; y en sus porciones Oriental y Occidental por cierre propio y acuñamiento contra discordancia, respectivamente. Sello Corresponden a gradaciones tanto laterales como verticales en el tamaño de grano de las rocas, pasando de arenas muy finas a limos y lutitas. Se presentan como flujos entre los estratos arenosos propios del ambiente sedimentario y al carecer de permeabilidad no permiten el flujo de hidrocarburos a través de ellos. Yacimiento El campo Octli cuenta con 8 yacimientos de edad Plioceno Inferior. Los yacimientos están constituidos de areniscas con matriz arcilloso-calcárea con granos de cuarzo monocristalino, feldespatos, plagioclasa y fragmentos de roca regularmente clasificada. Se realizaron dos pruebas de presión-producción para determinar el potencial productivo, en los intervalos I:2,005-2,060 metros y II:1,755-1,766 metros, donde en el primer intervalo no fluyo por baja permeabilidad recuperando aceite de 30 grados API, mientras que en el segundo intervalo se obtuvo un gasto medido de aceite de 3,195 barriles por día, y un gasto de gas de 1.5 millones de pies cúbicos diarios, una relación gas-aceite de 85 metros cúbicos por metro cúbico, una presión en la tubería de producción de 814 libras por pulgada cuadrada por un estrangulador de 5/8 pulgada y un aceite de 30 grados API. En la figura 4.6 se muestra el modelo petrofísico con la ubicación de los yacimientos descubiertos por el pozo Octli-1 y su ventana Octli-1-ST. Reservas Los volúmenes originales de hidrocarburos del campo Octli en su categoría 2P son de millones de 51

59 Descubrimientos Figura 4.7 Ubicación del pozo exploratorio Suuk-1A. barriles de crudo y 78.4 miles de millones de pies cúbicos de gas, mientras que en su categoría 3P son de millones de barriles de crudo y 97.8 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas originales de hidrocarburos 2P son de 27.9 millones de barriles en aceite y 46.5 miles de millones de pies cúbicos de gas, para la 3P se estimaron 33.2 millones de barriles en aceite y 52.0 miles de millones de pies cúbicos de gas. En términos de petróleo crudo equivalente las reservas 2P y 3P ascienden a 35.4 y 41.7 millones de barriles respectivamente. de aceite negro de 33 grados API en rocas de edad Cretácico Medio. Geología estructural La complejidad estructural del campo Suuk está asociada a la tectónica salina y a eventos de compresión y extensión. Estos eventos tectónicos han dado lugar a la formación de estructuras anticlinales que han sido productoras en la parte marina como la estructura del campo Suuk, figura 4.8. Suuk-1A Estratigrafía El pozo Suuk-1A se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 163 kilómetros al Oeste-Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, a 37 kilómetros al Norte del puerto de Dos Bocas, Tabasco y a 7.7 kilómetros al Noreste del pozo Xikin-1, figura 4.7. El pozo descubrió un yacimiento La columna estratigráfica del pozo Suuk-1A comprende rocas sedimentarias que van en edad desde el Reciente-Pleistoceno al Jurásico Superior Kimmeridgiano. Las relaciones estratigráficas se presentaron de manera concordante y durante el Cretácico las rocas se depositaron en un ambiente de cuenca, 52

60 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Figura 4.8 Configuración estructural de la cima del yacimiento Cretácico del campo Suuk. sin embargo, durante el Jurásico Superior Kimmeridgiano (temprano) las rocas fueron depositadas en un ambiente de rampa interna de alta energía. Roca almacén La roca almacén de edad Cretácico corresponde a wackestone de foraminíferos, la porosidad libre de cementación permite mantener la microporosidad matricial original y la recristalización agrega porosidad intercristalina. El sistema está conectado con fracturamiento otorgando buena calidad de roca almacén a este yacimiento. el contacto agua-aceite está en la cota 6,415 metros verticales bajo el nivel del mar, formando una estructura anticlinal semicircular orientada Noreste- Suroeste la cual tiene aproximadamente 7 kilómetros de longitud por 5 kilómetros de ancho, dando un área de 32.3 kilómetros cuadrados. Sello El sello superior del yacimiento Cretácico lo constituyen los sedimentos terrígenos del Paleoceno Inferior. Yacimiento Trampa Para el yacimiento del Cretácico, la trampa del campo Suuk está formada por tres pequeños montículos, El campo Suuk cuenta con un yacimiento de aceite negro de edad Cretácico constituido por wackestone de bioclastos, recristalizado y fracturado, porosidad intercristalina y microporosidad matricial conectada por 53

61 Descubrimientos Figura 4.9 Modelo petrofísico del pozo Suuk-1A. fracturas. Se realizó una prueba de presión-producción para determinar el potencial productivo de la formación en el intervalo 6,276 6,376 metros, donde se obtuvo un gasto medido de aceite del orden de 2,119 barriles por día, un gasto de agua de 751 barriles por día, un gasto de gas de 0.8 millones de pies cúbicos diarios, una relación gas-aceite de 65 metros cúbicos por metro cúbico, una presión en la tubería de producción de 3,534 libras por pulgada cuadrada por un estrangulador de 1/4 de pulgada y un aceite de 33 grados API. En la figura 4.9 se muestra el modelo petrofísico con la ubicación del yacimiento descubierto por el pozo Suuk-1A. Reservas Los volúmenes originales de hidrocarburos del campo Suuk, en su categoría 1P, son de millones de barriles de crudo y 93.6 miles de millones de pies cúbicos de gas, para la categoría 2P son de millones de barriles de crudo y miles de millones de pies cúbicos de gas natural, y para la categoría 3P de millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas originales de hidrocarburos 1P considerando un factor de recuperación del orden de 22 por ciento tanto para el aceite como para el gas son de 31.6 millones de barriles en aceite y 20.6 miles de millones de pies cúbicos de gas, para la categoría 2P con un factor de recuperación de 26.3 por ciento para el aceite y considerando el mismo factor para el gas, se estimaron sus reservas en 54.9 millones de barriles en aceite y 35.7 miles de millones de pies cúbicos de gas, para 3P y con un factor de recuperación para aceite y gas de 24.5 por ciento se tienen millones de barriles de crudo y miles de 54

62 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Figura 4.10 Mapa de ubicación del pozo Ixachi-1. millones de pies cúbicos de gas. En términos de petróleo crudo equivalente las reservas 1P, 2P y 3P ascienden a 35.0, 60.8 y millones de barriles, respectivamente. A continuación, se presenta una descripción de los aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de ingeniería de los yacimientos y/o campos terrestres descubiertos en el año Descubrimientos terrestres Ixachi-1 Aunque la mayoría de los descubrimientos del año 2017 se realizaron en la porción marina, en aguas someras del Sur y en aguas profundas del Norte del Golfo de México, los dos descubrimientos terrestres realizados en las cuencas de Veracruz y del Sureste, contribuyeron con casi la mitad del volumen total de reserva incorporada. Dichos descubrimientos se llevaron a cabo con la perforación de los pozos exploratorios Ixachi-1 y Valeriana-1 los cuales incorporaron reservas por millones de barriles de petróleo crudo equivalente en yacimientos de gas y condensado. El campo Ixachi se localiza en la porción Sur de la asignación AE M-Joachín-02 y en la porción Norte de la asignación AE-0028-M-Cotaxtla-01, que se ubican en la porción Norte-Centro del estado de Veracruz, cerca del poblado Tierra Blanca, figura 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 55

63 Descubrimientos Figura 4.11 Configuración estructural del Cretácico Medio del campo Ixachi. secuencia de terrígenos con una pendiente suave al Este, que constituyen el flanco Occidental de la Cuenca Terciaria de Veracruz. La estructura del pozo Ixachi-1 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 asociado a un crecimiento arrecifal desarrollado durante el Cretácico Medio, en el borde Oriental de la Plataforma de Córdoba, bordeado por bajos estructurales localizados en los flancos de la estructura, figura Estratigrafía La columna estratigráfica del pozo Ixachi-1 comprende desde el Plio-Pleistoceno, Mioceno, Eoceno, Paleoceno y Cretácico Medio, identificando en este último nivel la roca almacén, con un espesor total de 1,190 metros. Roca almacén Está representada por rocas carbonatadas de edad Cretácico Medio con facies postarrecifales depositadas sobre la plataforma autóctona, representadas por rudstone y floatstone de rudistas, miliólidos, bioclastos, intercaladas con facies de bancos de arenas calcáreas constituidas por packstone a grainstone de ooides, peloides, bioclastos. La porosidad es de tipo vugular/disolución, por microfracturas, intergranular, intrafosilar e intercristalina, presentando una porosidad efectiva promedio de 5.1 por ciento. 56

64 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Figura 4.12 Modelo petrofísico del pozo Ixachi-1. Trampa Yacimiento La trampa es de tipo combinada con cierre estructural natural por sus cuatro flancos, presenta una longitud en su eje principal de 10.5 kilómetros orientado Noroeste-Sureste y un ancho de 4.5 kilómetros. Corresponde a un banco de carbonatos del Cretácico Medio con facies postarrecifales y bancos de arenas calcáreas, limitado lateralmente por rocas terrígenas. Sello El sello superior está constituido por un paquete de lutitas del Paleógeno con un espesor aproximado de 3,600 metros. El sello lateral lo constituye el cierre natural de la estructura y la yuxtaposición con los sedimentos terrígenos del Paleógeno. El pozo resultó productor en el Cretácico Medio definido a través del PVT como un yacimiento de gas y condensado. El yacimiento el cual está constituido por una secuencia de calizas con diferentes texturas asociadas a un complejo arrecifal, dichas texturas permitieron definir seis unidades petrofísicas de acuerdo con el ambiente de depósito y calidad de roca. La cima del yacimiento se estableció a 6,493 metros y la base con un límite convencional a 6,950 metros, una porosidad promedio de 5.1 por ciento y una saturación de agua promedio de 12.5 por ciento, figura Reservas El volumen original 3P estimado asciende a millones de barriles de aceite y a 3,362.0 miles de 57

65 Descubrimientos Figura 4.13 Mapa de localización del pozo Valeriana-1. millones de pies cúbicos de gas. Las reservas estimadas 3P son de millones de barriles en aceite y 1,389.9 miles de millones de pies cúbicos de gas. En términos de petróleo crudo equivalente las reservas 3P ascienden a millones de barriles. Valeriana-1 El pozo, geológicamente, se ubica dentro de la provincia geológica de las Cuencas Terciarias del Sureste, en la porción central de la subcuenca de Macuspana. Se localiza a 18 kilómetros al Noreste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, en la asignación petrolera AE-0060-M-Mezcalapa-10, figura El pozo descubrió dos yacimientos, uno a nivel Cretácico el cual no se probó, y el otro a nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano que resultó productor de gas y condensado. Geología estructural La evolución estructural del área es resultado de la sobre posición de eventos compresivos, extensivos y tectónica salina que deformaron las rocas carbonatadas de facies de plataforma y cuenca, que fueron depositadas desde el Jurásico Superior Kimmeridgiano hasta el Cretácico Superior, y los terrígenos depositados durante el Terciario. Las estructuras presentes en esta área están orientadas en su eje mayor con una dirección Noroeste-Sureste, así como las fallas que las limitan generalmente en su flanco Noreste, figura Estratigrafía La columna geológica atravesada comprende rocas que van del Plio-Pleistoceno al Jurásico Superior Kimmeridgiano. A nivel Paleógeno, se observó repetición 58

66 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Figura 4.14 Configuración estructural con las categorías de reservas del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano del campo Valeriana. de la columna por efectos de fallamiento inverso en las series del Oligoceno y Eoceno. A nivel Mesozoico la columna se encontró 300 metros por arriba de lo programado, lo que favoreció las condiciones estructurales de la trampa. De igual forma, se observó ausencia de la Formación Méndez, colocando en contacto los depósitos del Paleoceno Inferior sobre los carbonatos fracturados de la Formación San Felipe. La estructura corresponde a una anticlinal alargado con eje principal orientado Noroeste-Sureste, el cual está limitada en sus extremos Noreste y Suroeste por fallas inversas en ambos flancos y en su parte central, el flanco Este queda delimitado por sal, mientras el flanco Oeste por buzamiento normal de capas, sólo en su parte central. El área 3P de los yacimientos Jurásico y Cretácico es de 23 y 33 kilómetros cuadrados respectivamente. Nótese que a nivel Cretácico el extremo Sureste de la estructura muestra una zona de erosión, figura Sello El sello lo constituyen los sedimentos del paleógeno que corresponden esencialmente a una secuencia de lutitas de más de 200 metros de espesor. Trampa Yacimiento El Cretácico lo constituyen carbonatos naturalmente fracturados en los que se estimó un espesor neto impregnado de 56 metros, con porosidad promedio de 4 por ciento y saturación de agua promedio de 26 por ciento. Cabe mencionar que no se realizó prueba de producción en esta formación. El yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano está constituido principalmente de carbonatos dolomitiza- 59

67 Descubrimientos Figura 4.15 Sección sísmico-estructural en dirección de la trayectoria del pozo. dos con textura original de packstone-grainstone de ooides, con porosidad intercristalina y fracturamiento. Se estimó un espesor neto impregnado de 75 metros, con porosidad promedio de 4.5 por ciento y saturación de agua promedio de 4.1 por ciento. Se probó el intervalo 5,528-5,684 metros desarrollados en agujero descubierto, resultando productor de gas y condensado, donde fluyeron 1,342 barriles por día de aceite de 42.3 grados API y 14 millones de pies cúbicos diarios de gas por estrangulador fijo de 3/8 pulgada. Reservas de millones de pies cúbicos de gas natural, para la 3P se tienen millones de barriles de crudo y 1,273.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Las reservas estimadas de aceite y gas natural 1P son de 6.0 millones de barriles y 62.8 miles de millones de pies cúbicos, para la categoría 2P en aceite se tienen 11.0 millones de barriles y miles de millones de pies cúbicos de gas natural, para 3P en aceite son de 60.9 millones de barriles y miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En términos de petróleo crudo equivalente las reservas 1P, 2P y 3P ascienden a 20.9, 38.3 y millones de barriles, respectivamente. Los volúmenes originales de hidrocarburos del campo Valeriana en su categoría 1P son de 11.5 millones de barriles de crudo y miles de millones de pies cúbicos de gas natural, para la categoría 2P son de 21.5 millones de barriles de crudo y miles 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 60

68 Evaluación de las reservas de hidrocarburos del potencial, de incorporación de reservas nuevas y de la delimitación de los campos ya descubiertos. La ejecución de cada una de estas componentes es estratégica para el resultado del éxito exploratorio. Nuevamente las Cuencas del Sureste fueron las del mayor aporte de volúmenes nuevos. En estas cuencas los yacimientos en Terciario, Cretácico y Jurásico son las rocas almacenadoras de hidrocarburos. En el cuadro 4.4 se presentan los volúmenes de reservas descubiertos en las categorías 1P, 2P y 3P en el periodo 2014 a 2017 agrupados por cuenca tanto para aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente. Estos valores corresponden a las reservas incorporadas en cada uno de estos años y que se reportan al primero de enero del año siguiente. Durante 2017, la incorporación de reservas 3P obtenida por descubrimientos y delimitación fue de 1,194.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente que, en relación con la cifra alcanzada en el año 2016, presenta un incremento considerable de 74.6 por ciento. Las reservas totales incorporadas en 2017 alcanzaron la cifra más alta obtenida en los últimos cuatro años debido principalmente a los descubrimientos de los campos Ixachi, Suuk y Valeriana y a la delimitación del campo Nobilis. También se aprecia que en los últimos 3 años se tiene una tendencia creciente de incorporación anual. Las incorporaciones más destacadas se lograron en la porción terrestre de las Cuencas del Sureste, y en la parte marina en tirantes de agua someros, con un total de millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reserva 3P, lo que representa un 53.3 por ciento del total incorporado. Es importante mencionar que, en la Cuenca de Veracruz, se llevó a cabo uno de los grandes descubrimientos terrestres a través del pozo Ixachi-1, el cual contribuyó con el 30.7 por ciento de la incorporación total. En lo que se refiere al tipo de hidrocarburo que contienen los yacimientos, las reservas de aceite 3P incorporadas totalizan millones de barriles, lo que Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo P 2P 3P Aceite Gas natural PCE Aceite Gas natural PCE Aceite Gas natural PCE Año Cuenca mmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb mmb mmmpc mmb 2014 Total , Burgos Golfo de México Profundo , Sureste Total Sureste Total , Golfo de México Profundo Sureste Total , , ,194.0 Golfo de México Profundo Sureste , Veracruz ,

69 Descubrimientos mmbpce 1, P P P Figura 4.16 Trayectoria de la incorporación de reservas 1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente. significa un incremento del 43.6 por ciento en relación con el año De este aceite, el 5.4 por ciento corresponde a aceite pesado, 38.0 por ciento de aceite ligero y 56.6 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 considerable de por ciento con respecto al año anterior, al aumentar de 1,136.4 a 2,671.8 miles de millones de pies cúbicos. Del total de estas reservas de gas, el 23.9 por ciento corresponde a gas asociado, mientras el restante 76.1 por ciento de la componente del gas natural no asociado. La figura 4.16 muestra la trayectoria de la incorporación de reservas descubiertas durante el periodo 2014 a

70 Distribución de las reservas de hidrocarburos 5 En este capítulo se presentan las variaciones de las reservas ocurridas durante el año 2017 en las categorías probada, probable y posible, en un contexto a nivel subdirección y activo. Lo anterior tiene como objetivo sustentar las reservas remanentes al presente año, las cuales son afectadas por las adiciones, revisiones, desarrollos, migraciones de campos y evidentemente por la producción registrada durante En particular, las adiciones integran los descubrimientos y las delimitaciones, las cuales son consecuencia de la actividad exploratoria. Por tanto, la variación de reservas puede resultar con incrementos o reducciones a la misma. Por su parte, el concepto de desarrollos está ligado a las variaciones en las reservas que tienen lugar por los resultados obtenidos por la perforación y terminación de pozos de desarrollo, por lo que pueden presentarse incrementos o decrementos en las reservas de hidrocarburos. En cuanto al rubro de revisiones, las variaciones se atribuyen 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. 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. Como en años anteriores, las evaluaciones de reservas de hidrocarburos son realizadas por los especialistas de Pemex, las cuales son revisadas y certificadas por compañías de prestigio internacional, se eje- Cuadro 5.1 Esquema organizacional anterior y actual en Pemex Exploración y Producción. Anterior Vigente Subdirección de Producción Subdirección de Producción Región Marina Noreste Bloques Aguas Someras AS01 Activo de Producción Cantarell Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 Región Marina Suroeste Bloques Aguas Someras AS02 Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 Activo de Producción Litoral de Tabasco Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 Región Norte Bloques Norte Activo Integral Burgos Activo Integral de Producción Bloque N01 Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo Activo de Producción Poza Rica-Altamira Activo Integral de Producción Bloque N02 Activo de Producción Veracruz Activo Integral de Producción Bloque N03 Región Sur Bloques Sur Activo de Producción Macuspana-Muspac Activo Integral de Producción Bloque S01 Activo de Producción Samaria-Luna Activo Integral de Producción Bloque S02 Activo de Producción Bellota-Jujo Activo Integral de Producción Bloque S03 Activo de Producción Cinco Presidentes Activo Integral de Producción Bloque S04 63

71 Distribución de las reservas cutan de acuerdo 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 referencia los lineamientos emitidos por el Petroleum Resources Management System (PRMS), organismo que integra a la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). extracción y de exploración otorgadas a Pemex se distribuyen dentro de un polígono que cubre un área aproximada de 189,056 kilómetros cuadrados. 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 responsabilidad de planear, programar y llevar a cabo la explotación de los yacimientos, así como realizar la incorporación y reclasificación de reservas, delimitación de yacimientos y desarrollo de los campos bajo su responsabilidad. En la organización actual de Pemex Exploración y Producción las subdirecciones y activos participan directamente en la explotación y en el proceso de documentación de volúmenes originales y reservas de hidrocarburos, el cuadro 5.1 presenta la distribución actual y anterior de la estructura organizacional. Las variaciones se desglosan en aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente. El aceite se clasifica en pesado, ligero y superligero; y el gas natural se desglosa en gas asociado y no asociado. Aun cuando en el capítulo 4 se han documentado las actividades exploratorias, es necesario volver a mencionarlas porque forman parte del balance que determina la variación del 1 de enero de 2017 al 1 de enero de Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 La Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 (SPBAS01) se ubica en la porción del mar territorial del Golfo de México, en las costas del Sureste de la República Mexicana frente a las costas de Campeche, Yucatán y Quintana Roo, teniendo como límite la isobata de 500 metros de profundidad, conformándose por parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México. Las asignaciones de Con base en lo considerado en el Plan de Negocio de Petróleos Mexicanos, esta subdirección se concentró en el desarrollo y explotación de las asignaciones rentables después de impuestos, además de integrar y proponer nuevas oportunidades de alianzas o asociaciones que con condiciones económicas más favorables serían rentables para Pemex después de impuestos. Respecto a la meta de incorporación de reservas del escenario base, la cual busca restituir los volúmenes de hidrocarburos producidos de los campos en explotación con los provenientes de campos nuevos por actividad exploratoria, durante 2017 no se descubrieron campos nuevos en esta subdirección, sin embargo, en lo relacionado a los campos en explotación, se hicieron revisiones de su comportamiento dinámico, se terminaron pozos de desarrollo permitiendo la actualización de modelos estáticos y dinámicos, continuando con la ejecución de los proyectos de inyección de fluidos como proceso de mantenimiento de presión en algunos campos. Al 1 de enero de 2018, la SPBAS01 mantiene en 18 el número de campos que administra, correspondiendo 10 de ellos al Activo Integral de Producción Bloque AS01-01, todos ellos tuvieron producción durante 2017, el Activo Integral de Producción Bloque 64

72 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Cuadro 5.2 Evolución histórica del volumen original de hidrocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. AS01-02 administra los 8 restantes, de los cuales seis se mantuvieron en producción durante el año El volumen producido a nivel subdirección fue millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas, los volúmenes anteriores son equivalentes al 53.1 y 33.4 por ciento de la producción de Pemex del 2017, de los campos asignados en esta subdirección solo Tekel y Utsil no se encuentran en producción. La producción promedio diaria de la SPBAS01 fue de 1,034.6 miles de barriles de aceite y 1,685.5 millones de pies cúbicos de gas. El campo Maloob se mantuvo como el de mayor producción con miles de barriles diarios de aceite crudo y millones de pies cúbicos de gas natural diarios. Si se mantiene la tendencia observada de años anteriores, esta subdirección se mantendrá como la de mayor producción de aceite crudo para Pemex Evolución de los volúmenes originales La variación en el volumen original de aceite crudo y gas natural, a nivel subdirección, se observa en el cuadro 5.2 para las diferentes categorías de reservas. Al 1 de enero de 2018, el volumen original probado de aceite de los campos que integran la subdirección es de 60,725.1 millones de barriles, este valor es ligeramente menor, en millones de barriles de aceite, explicado por el decremento en el volumen original de Ayatsil y Tekel resultados de la nueva información recopilada durante la perforación de los pozos de desarrollo. Al hacer una comparación con el volumen original probado de los campos asignados a Pemex, el valor de la subdirección equivale al 39.8 por ciento del total. Desde el punto de vista de distribución por activo integral de producción, el Bloque AS01-01 es el que tiene el mayor volumen de la subdirección con 37,759.7 millones de barriles de aceite que representan el 62.2 por ciento del total, se tuvo un ligero decremento respecto al ejercicio anterior ocasionado por el ajuste de las propiedades de los fluidos a las condiciones de operación en el campo Nohoch, mientras que en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 se localiza el 37.8 por ciento restante, 22,965.3 millones de barriles del aceite, se tuvo un decremento en los campos Ayatsil, Tekel y Ku, por actualización del modelo geológico, debido a la inclusión de información obtenida durante la perforación de los pozos de desarrollo. Aceite crudo Gas natural Año Volumen mmb mmmpc 2016 Total 64, ,409.6 Probado 61, ,499.6 Probable 1, Posible 1, Total 64, ,289.3 Probado 61, ,586.3 Probable 1, Posible 1, Total 63, ,937.0 Probado 60, ,277.4 Probable 1, Posible 1, Con relación al volumen original de la categoría probable, para la subdirección se tienen 1,548.0 millones de barriles, equivalente al 5.5 por ciento del volumen original probable de aceite asignado a Pemex; de este valor en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 se localiza la mayor parte del volumen con 1,172.9 millones de barriles de aceite, 75.8 por ciento del total de la subdirección, el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 administra los restan- 65

73 Distribución de las reservas tes millones de barriles, 24.2 por ciento restante. El volumen original de aceite de la categoría posible asciende a 1,005.4 millones de barriles, que representan el 3.1 por ciento del total asignado a Pemex, la distribución por activo de producción se muestra a continuación, Activo Integral de Producción Bloque AS01-02, millones de barriles y Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 con millones de barriles, equivalentes al 86.6 y 13.4 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 25,277.4 miles de millones de pies cúbicos, que representan el 13.4 por ciento del volumen probado asignado a Pemex. Se tuvo un decremento neto del orden de miles de millones de pies cúbicos. Considerando la proporción para cada uno de los activos de producción, en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 se tiene el volumen mayor con 17,168.3 miles de millones de pies cúbicos, que es el 67.9 por ciento, mientras que el Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 aloja 8,109.1 miles de millones de pies cúbicos, es decir el 32.1 por ciento restante miles de millones de pies cúbicos, nuevamente el Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 alberga el mayor porcentaje del volumen total con miles de millones de pies cúbicos, que es el 87.8 por ciento, mientras que en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 se tienen 27.5 miles de millones de pies cúbicos, equivalentes al 12.2 por ciento restante Evolución de las reservas En la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 para la evaluación de reservas al 1 de enero de 2018, se registró un valor de 3,557.5 millones de barriles de aceite en la categoría Probada, este valor es equivalente al 61.9 por ciento de la reserva probada de Pemex, para el gas natural se evaluó una reserva probada de 2,240.3 miles de millones de pies cúbicos que representan el 24.2 por ciento de la reserva probada de gas de Pemex. Las figuras 5.1 y 5.2 muestran la variación en las reservas remanentes de aceite crudo y gas natural durante los últimos tres años. Considerando como criterio la calidad del fluido para catalogar el volumen de reserva de la subdirección, Adicionalmente para la categoría probable, en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 se tiene un volumen original de gas de 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 miles de millones de pies cúbicos, que es el 61.6 por ciento regional, mientras que el resto se observa en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01, con miles de millones de pies cúbicos, que es el 38.4 por ciento restante. Mientras que, para la categoría posible, el volumen original es de mmb 7, , , , , , , , , , , , Posible Probable Probada Figura 5.1 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. 66

74 Evaluación de las reservas de hidrocarburos mmmpc 33.7 por ciento del total de la reserva asignada a Pe- 3, , , , ,299.7 Posible Probable mex, para el gas natural en las mismas categorías los valores son de 1,299.7 y miles de millones de pies cúbicos, el 15.2 y 5.7 por ciento del volumen de Pemex. 2, ,473.5 del volumen probado de crudo 3,557.5 millones de barriles, predomina el aceite pesado con 3,511.1 millones de barriles, el volumen restante 46.3 millones de barriles es de aceite ligero, que porcentualmente representan el 98.7 por ciento y 1.3 por ciento para cada tipo de aceite respectivamente, la reserva probada de gas natural, 2,440.3 miles de millones de pies cúbicos se constituye en su totalidad por gas asociado. 2, Probada Figura 5.2 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. En lo correspondiente a las reservas probables y posibles de la subdirección, en aceite se tienen 2,216.7 y 1,760.8 millones de barriles, equivalentes al 45.3 y Con la información de reservas probadas, probables y posibles se calcula un valor de reservas 2P para la SPBAS01 de 5,773.6 millones de barriles de aceite y 3,540.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, esto es equivalente al 54.3 y 19.9 por ciento del total de Pemex para cada producto. Adicionalmente, para la categoría 3P los valores de la subdirección se determinaron en 7,534.3 millones de barriles y 4,054.1 miles de millones de pies cúbicos de gas, el 47.5 y 15.1 por ciento, de la reserva asignadas a Pemex. El cuadro 5.3 muestra la composición de las reservas por categoría a nivel activo de producción. En lo correspondiente a las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de aceite en la subdirección se estimaron 2,630.2 y millones de barriles, respectivamente. Mientras que para el gas natural se tienen 1,793.4 y miles de millones de pies cúbicos, en las categorías de reservas indicadas. Cuadro 5.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01, al 1 de enero de Aceite Gas natural Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc 1P 3, , Bloque AS Bloque AS , , P 5, , Bloque AS , , Bloque AS , , P 7, , Bloque AS , , Bloque AS , ,

75 Distribución de las reservas Aceite crudo y gas natural Al concluir la evaluación de reservas al 1 de enero de 2018, en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 la reserva probada de aceite alcanzó un valor de 3,557.5 millones de barriles, de estos la mayor parte se localiza en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 con 2,707.1 millones de barriles que equivalen al 76.1 por ciento de la subdirección, en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 se encuentra el complemento, millones de aceite, 23.9 por ciento. Al totalizar las variaciones de los campos que constituyen la subdirección se tiene un decremento de 61.8 millones de barriles, respecto al valor reportado al 1 de enero de 2018, los campos que tuvieron mayor decremento en su reserva probada son Akal y Maloob, el primero por una recategorización de reserva probada a reserva probable de pozos con objetivo Jurásico por considerar un nuevo planteamiento en la construcción de los pozos. Los campos Maloob, Ayatsil y Zaap albergan el 67.3 por ciento de la reserva probada de la subdirección con un volumen de 2,393.0 millones de barriles de aceite. En lo que corresponde a la reserva probada de gas natural, en la subdirección se tuvo un valor de 2,240.3 miles de millones de pies cúbicos, lo cual representa un incremento neto de miles de millones de pies cúbicos al comparar con el valor del ejercicio previo, esto es debido al esquema de explotación 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 1,298.4 miles de millones de pies cúbicos con el 58.0 por ciento, mientras que en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 se localizan miles de millones de pies cúbicos, el 42.0 por ciento restante. Al 1 de enero de 2018, la reserva probable de aceite de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 se evaluó en 2,216.1 millones de barriles, lo cual representa un decremento neto de millones de barriles, los campos en los que se observó un decremento mayor son Ayatsil y Tekel, resultado de la actualización del modelo geológico, resultado de la información de los pozos terminados durante 2017, sustentado en la nueva configuración estructural. En tanto para la reserva probable de gas natural de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 al 1 de enero de 2018, alcanzó un valor de 1,299.7 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 explotación, 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 1,107.8 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 se observan miles de millones de pies cúbicos, lo que porcentualmente se refleja en 85.2 y 14.8 por ciento, respectivamente. La reserva posible de aceite de la subdirección se calculó en 1,760.8 millones de barriles, este valor refleja una variación neta de 35.7 millones de barriles respecto a la evaluación del 1 de enero de 2017, los campos donde se observa una variación mayor son Ayatsil y Tekel, de manera similar a lo descrito en las categorías de reservas previas. Para cada uno de los 68

76 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Cuadro 5.4 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01, al 1 de enero de Gas entregado Gas natural en planta Gas seco Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc Probada 2, , ,362.1 Bloque AS Bloque AS , , Probable 1, Bloque AS , Bloque AS Posible Bloque AS Bloque AS activos que constituyen la subdirección la reserva posible se distribuye de la manera siguiente, Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 registra millones de barriles, 56.6 por ciento y el Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 registra millones de barriles, el 43.4 por ciento restante. En tanto la reserva posible de gas tuvo una ligera disminución de 21 miles de millones de pies cúbicos, con lo cual el valor estimado fue de miles de millones de pies cúbicos de gas, en el cuadro 5.4 se muestran las reservas de gas natural por activo integral de producción, con cierre al 1 de enero de 2018 en sus categorías probada, probable y posible, así como el gas entregado en planta y el gas seco. dato de la evaluación previa, en los campos Ayatsil y Akal se presentaron las mayores variaciones negativas con 87.2 y 46.2 millones de barriles respectivamente, porcentualmente en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 se encuentra el 74.4 por ciento de la reserva probada en petróleo crudo equivalente, mientras que en el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 se localiza el 25.6 por ciento 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 petróleo crudo equivalente, se tuvo una variación nemmbpce Petróleo crudo equivalente Con relación a los valores de reservas expresados en petróleo crudo equivalente en la categoría probada para la subdirección se determinó un valor de 4,007.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, esto representa el 52.6 por ciento de la reserva calculada para los campos asignados a Pemex, se tuvo una variación neta de 97.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente respecto al Figura 5.3 Reservas probadas al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. 69

77 Distribución de las reservas mmbpce 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 aloja el 37.2 por ciento restante, la distribución de reservas por activo integral de producción se muestra en la figura 5.4. Figura 5.4 Reservas probables al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. gativa de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con lo cual se registró un valor de 2,462.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, derivado del decremento de reserva en los campos Ayatsil y Tekel por la actualización del modelo geológico como resultado de la información obtenida en los pozos perforados en el año y en Akal por la recategorización de reserva probable a posible de pozos que producirán de la formación Jurásico, la reserva probable de la subdirección representa el 37.4 por ciento del total evaluado para los campos asignados a Pemex, en tanto para los mmbpce En el comportamiento de la reserva posible de petróleo crudo equivalente se tuvo una variación negativa de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, siendo Ayatsil nuevamente el campo en el que se observó una mayor variación, millones de barriles petróleo crudo equivalente, por lo anterior el valor de la reserva posible de la subdirección alcanzó 1,860.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, este dato corresponde al 26.3 por ciento del total asignado a Pemex, el activo integral de producción con el mayor volumen de reserva es el Bloque AS01-01 con 1,054.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, el 56.7 por ciento, mientras que Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 contiene millones de barriles de petróleo crudo equivalente, el 43.3 por ciento restante de la subdirección. La figura 5.5 muestra los valores de reserva posible de petróleo crudo equivalente por activo de producción. La reserva 3P de la subdirección se determina en 8,330.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, el 39.1 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 Figura 5.5 Reservas posibles al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. 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 2017, este volumen fue de millones de barriles de 70

78 Evaluación de las reservas de hidrocarburos mmbpce 11, , , , Gas seco equivalente Líquidos de planta Condensado 10, , , ,534.3 Aceite Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migraciones de campos 2018 Figura 5.6 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. petróleo crudo equivalente, además, el valor de reserva probada de la subdirección de 4,007.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con los datos mencionados se calcula una relación de 9.5 años para la reserva probada. Para la reserva probada más probable (2P) y la reserva probada más probable más posible (3P), las relaciones que se obtienen son 15.4 años para la reserva 2P y 19.8 años para la reserva 3P. Con base en la información de reservas y producción 2017 para cada uno de los activos de producción se obtienen los resultados siguientes: Activo Integral de Producción Bloque AS01-02 extrajo durante 2017, millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con este dato se calcula una relación reserva probada-producción de 8.7 años; mientras que para Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 la relación resulta de 13.7 años, con el valor de producción del periodo de 74.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Realizando los cálculos con las categorías 2P y 3P de los activos de la subdirección, para el Activo Integral de Producción Bloque AS01-02, la relación reserva 2P-producción resulta en 11.3 años, mientras que para la reserva 3P la relación es de 13.6 años. Para el Activo Integral de Producción Bloque AS01-01 se obtuvo una relación reserva 2P-producción de 34.4 años y para la reserva 3P la relación reservaproducción se eleva a 48.6 años. Reservas por tipo de fluido El comportamiento de las reservas en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01, considerando el tipo de fluido se presenta en el cuadro 5.5, se muestran valores del 1 de enero de 2016 hasta el ejercicio actual del 1 de enero de La reserva probada de 4,007.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se desglosa en 3,557.5 millones de barriles de aceite crudo, 23.0 millones de barriles de condensado, millones de barriles de líquidos de planta y millones de barriles de petróleo equivalente del gas seco equivalente a líquido, lo se refleja porcentualmente de la siguiente manera, 88.8 por ciento de aceite crudo, 0.6 por ciento de condensado, 4.1 por ciento de líquidos de planta y 6.6 por ciento de gas seco equivalente a líquido. Para el caso de la reserva probable de la subdirección, el volumen de 2,462.3 millones de barriles de 71

79 Distribución de las reservas Cuadro 5.5 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. Líquidos de Aceite Condensado planta Gas seco Total Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce 2016 Total 7, ,142.7 Probada 3, ,463.8 Probable 1, ,131.2 Posible 1, , Total 8, ,147.6 Probada 3, ,515.0 Probable 2, ,752.5 Posible 1, , Total 7, ,330.6 Probada 3, ,007.7 Probable 2, ,462.3 Posible 1, ,860.6 petróleo crudo equivalente, se conforma de la manera siguiente: 2,216.1 millones de barriles de aceite crudo, 5.9 millones de barriles de condensado, 93.0 millones de barriles de líquidos de planta y millones de barriles de petróleo equivalente del gas seco equivalente a líquido, lo que se refleja porcentualmente 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 Someras AS01, asciende a 1,860.6 millones de barriles y está constituida por 1,760.7 millones de barriles de aceite crudo, 3.6. millones de barriles de condensado, 37.2 millones de barriles de líquidos de planta y 59.0 millones de barriles de petróleo equivalente del gas seco equivalente a líquido, lo que se refleja porcentualmente de la siguiente manera, 94.6 por ciento de aceite crudo, 0.2 por ciento de condensado, 2.0 por ciento de líquidos de planta y 3.2 por ciento de gas seco equivalente a líquido. 5.2 Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 La subdirección se ubica en aguas territoriales que comprenden la plataforma y talud continental del Golfo de México. Las asignaciones de extracción y de exploración otorgadas a Pemex se distribuyen dentro de un polígono que cubre un área aproximada a los 352,390 kilómetros cuadrados. En la porción Sur, colinda con los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, hacia el Este con la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01, y al Norte y Poniente está limitada por las aguas territoriales nacionales. Al 1 de enero de 2018, los activos integrales de producción Bloque AS02-03 y Bloque AS02-04 conforman la estructura organizacional de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02, cuyo objetivo es el de fortalecer la gestión de los yacimientos a lo largo de su vida productiva. Cabe hacer notar, que estos activos también tienen la responsabilidad de administrar los yacimientos, además de implantar programas de incorporación de reservas y delimitación asociados a reservas ya descubiertas. 72

80 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Actualmente la subdirección administra 43 campos, de los cuales 4 campos fueron descubiertos durante 2017 y actualmente se encuentran en estudio y gestión para su desarrollo. La producción diaria de aceite y gas natural de la subdirección durante el año 2017 promedió miles de barriles por día y 1,201.8 millones de pies cúbicos por día, es decir, acumuló en dicho año millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas natural, lo que significó aportar 28.3 y 23.9 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 producción de los yacimientos existentes. Dicha incorporación por concepto de adiciones exploratorias, se ha concentrado de manera importante en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. Estos descubrimientos han permitido contribuir en la restitución de los hidrocarburos para Petróleos Mexicanos. Como resultado de la actividad exploratoria durante el año 2017, se descubrieron los campos Hok, Octli, Suuk y Teekit Profundo, ubicados en la porción marina de las Cuencas del Sureste y cuya reserva 3P asciende a millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De continuar esta tendencia, las actividades de exploración y explotación apoyarán la reposición de las reservas por medio de descubrimientos y la reclasificación de los volúmenes de los campos existentes Evolución de los volúmenes originales Al 1 de enero de 2018, el volumen original probado de aceite de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 es 21,144.5 millones de barriles, lo cual representa 13.9 por ciento del volumen de Pemex en dicha categoría. En particular, el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 contiene la mayor parte del volumen original con 15,206.5 millones de barriles de aceite, es decir, 71.9 por ciento del total de la subdirección. Por otro lado, el Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 registra 5,938.0 millones de barriles de aceite que representa el 28.1 por ciento del volumen en la subdirección. Respecto a los volúmenes originales probable y posible de aceite, estos ascienden a 2,690.8 y 3,085.3 millones de barriles, equivalentes a 9.5 y 9.4 por ciento de los volúmenes de Petróleos Mexicanos, respectivamente. El mayor volumen original probable de aceite corresponde al Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 con el 72.3 por ciento de la subdirección, es decir, alcanza 1,944.4 millones de barriles de aceite. Por otra parte, el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 concentra 27.7 por ciento del volumen original probable regional, que representa millones de barriles, volumen mayor con respecto al año anterior básicamente por revisión de campos. De los 3,085.3 millones de barriles de volumen original posible de aceite, 2,929.4 millones de barriles corresponden a los campos del Activo Integral de Producción Bloque AS02-04, y millones de barriles corresponden al Activo Integral de Producción Bloque AS Con relación a los volúmenes originales probados de gas natural de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de 2018 se tienen 27,857.1 miles de millones de pies cúbicos en la categoría probada, que constituyen 14.8 por ciento del total de Petróleos Mexicanos. El 58.9 por ciento regional corresponde al Activo Integral de Producción Bloque AS02-03, es decir, 16,399.5 miles de millones de pies cúbicos, presentando un ligero incremento debido a revisiones, en tanto que, 11,457.6 miles de millones de pies cúbicos están distribuidos en los 73

81 Distribución de las reservas Cuadro 5.6 Evolución histórica del volumen original de hidrocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. Aceite crudo Gas natural Año Volumen mmb mmmpc 2016 Total 25, ,128.1 Probado 20, ,518.1 Probable 2, ,519.8 Posible 2, , Total 26, ,810.7 Probado 20, ,141.5 Probable 2, ,122.0 Posible 3, , Total 26, ,453.4 Probado 21, ,857.1 Probable 2, ,356.4 Posible 3, ,239.9 campos del Activo Integral de Producción Bloque AS02-04, equivalentes al 41.1 por ciento de la subdirección. En lo referente a los volúmenes originales probables de gas natural, éstos ascienden a 3,356.4 miles de millones de pies cúbicos, es decir, muestran un incremento con respecto al año anterior, originado principalmente por actividad exploratoria, desarrollo y revisión de campos. El 72.3 por ciento del volumen original probable de la subdirección corresponde al Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 y 27.7 por ciento al Activo Integral de Producción Bloque AS Para el caso de volúmenes posibles, estos se ubican en 3,239.9, miles de millones de pies cúbicos de gas. El Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 engloba 96.1 por ciento del volumen original posible de la subdirección, el 3.9 por ciento restante les corresponde a los campos del Activo Integral de Producción Bloque AS Los cuatro campos descubiertos durante 2017 se adicionaron al Activo Integral de Producción Bloque AS02-04, lo que ocasionó un incremento en su volumen original. El cuadro 5.6 ilustra el comportamiento de los volúmenes originales de aceite y gas natural en sus diferentes categorías, reportados al 1 de enero de los años 2016 a Evolución de las reservas Aceite crudo y gas natural Las reservas probadas al 1 de enero de 2018 para la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 ascienden a millones de barriles de aceite y 2,117.0 miles de millones de pies cúbicos de gas, lo que representa 14.6 y 22.7 por ciento respectivamente de las reservas probadas a nivel Petróleos Mexicanos. En cuanto al inventario de reservas probable y posible de aceite, éstas ascienden a y millones de barriles, contribuyendo con 16.9 y 16.0 por ciento, respectivamente, a las reservas de Petróleos Mexicanos de aceite en estas categorías. De esta forma, las reservas 2P y 3P alcanzan 1,669.6 y 2,483.9 millones de barriles de aceite, respectivamente. Para el gas natural, las reservas probable y posible se ubican en 1,520.2 y 1,066.2 miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a 18.1 y 12.2 por ciento del total de Pemex en dichas categorías. Como resultado de lo anterior, las reservas 2P y 3P alcanzan 3,637.7 y 4,703.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En las figuras 5.7 y 5.8 se mmb 2, , , , Posible Probable Probada Figura 5.7 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. 74

82 Evaluación de las reservas de hidrocarburos mmmpc 6, , , , , , , , , , , , presentan las variaciones de las reservas de aceite y gas natural, para los últimos tres años. En relación a las reservas probada desarrollada y no desarrollada de la subdirección, éstas registran valores de y millones de barriles de aceite, mientras que para el gas natural se alcanzan 1,152.6 y miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. Posible Probable Probada Figura 5.8 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. La reserva probada de aceite crudo es millones de barriles, y está constituida, en función de su densidad, por 69.1 millones de barriles de aceite pesado, equivalente a 8.2 por ciento de la reserva, millones de barriles de aceite ligero, lo que representa el 57.4 por ciento, y millones de barriles restantes corresponden a superligero, es decir, 34.4 por ciento del total probado de la subdirección. En lo referente a la reserva probada de gas natural de 2,117.0 miles de millones de pies cúbicos, ésta se compone de 1,220.3 miles de millones de pies cúbicos de gas asociado y miles de millones de pies cúbicos de gas no asociado, lo que equivale a 69.5 y 30.5 por ciento respectivamente. El cuadro 5.7 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 2018, para la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 registra un volumen de millones de barriles, de los cuales millones o 65.6 por ciento se ubican en el Activo Integral de Producción Bloque AS02-04, mientras que millones de barriles de aceite, es decir 34.4 por ciento, le corresponden al Activo Integral de Producción Bloque AS La reserva probada de aceite a nivel subdirección tuvo un incremento neto de millones de barri- Cuadro 5.7 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de Aceite Gas natural Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc 1P , Bloque AS Bloque AS P , ,624.2 Bloque AS Bloque AS , , P , , ,955.7 Bloque AS , Bloque AS , ,

83 Distribución de las reservas les, con respecto a la reportada el 1 de enero de De ésta, millones de barriles de aceite corresponde a la reserva probada desarrollada y 19.0 millones de barriles de reserva probada no desarrollada. A nivel de activo de producción, el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 presentó un incremento de 8.5 millones de barriles, resultado de la sumatoria del incremento en la reserva probada desarrollada de 53.7 millones y del decremento en la reserva probada no desarrollada de 45.2 millones de barriles. Estas variaciones en la reserva probada de aceite se deben fundamentalmente al concepto de revisiones, asociado al comportamiento presiónproducción de los campos. El Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 registró un incremento en su reserva probada de aceite al 1 de enero de 2018 por millones de barriles. Esto es resultado de los incrementos en la reserva probada desarrollada por millones de barriles y 64.2 millones en la probada no desarrollada. Al 1 de enero de 2018, las reservas probadas de gas natural de la subdirección de producción ascienden a 2,117.0 miles de millones de pies cúbicos, concentrándose 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 1,394.6 miles de millones de pies cúbicos. La reserva probada de gas natural a nivel subdirección reporta un incremento neto por miles de millones de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2017, esta variación se compone por un incremento de miles de millones de pies cúbicos de gas en reserva probada desarrollada y miles de millones de pies cúbicos en la reserva no desarrollada, de los cuales el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 registró un incremento en la reserva probada de y el Activo Integral de Producción Bloque AS02-04, contribuyó con un incremento por miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Las variaciones mencionadas se originan por el efecto de desarrollo y revisión de campos. La reserva probable de aceite crudo al 1 de enero de 2018, presenta un incremento de 62.3 millones de barriles de aceite con respecto al 01 de enero de 2017, resultando del balance del incremento de 83.6 millones de barriles del Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 y el decremento de 21.3 millones de barriles de aceite del Activo Integral de Producción Bloque AS02-03, dicho incremento es debido a la incorporación de campos nuevos. Respecto a la reserva probable de gas de la subdirección, ésta presentó un incremento de 87.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, con respecto al 1 de enero de Esta variación se compone por el incremento en el Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 de miles de millones de pies cúbicos de gas natural y el decremento del Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 de 37.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Los principales incrementos se dieron por la incorporación de los campos Hok, Octli, Suuk y Teekit Profundo, contribuyendo con 96.9 miles de millones de pies cúbicos. Al 1 de enero de 2018, las reservas posibles de aceite y gas natural de la subdirección ascienden a millones de barriles y 1,066.2 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. La reserva posible de aceite presenta una variación negativa por 57.8 millones de barriles con respecto a la cifra estimada al 1 de enero de De los cuales el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 tuvo un decremento por 43.1 millones de barriles de aceite y el Activo Integral de 76

84 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Cuadro 5.8 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de Gas entregado Gas natural en planta Gas seco Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc Probada 2, , ,387.7 Bloque AS Bloque AS , , Probable 1, , ,058.6 Bloque AS Bloque AS , Posible 1, Bloque AS Bloque AS Producción Bloque AS02-04 de 14.7 millones de barriles de aceite crudo, esta variación se sitúa fundamentalmente en los campos Jaatsul y Tetl por delimitación y en los campos Xanab y Yaxché por desarrollo. En relación con la reserva posible de gas natural de la subdirección, se observa un decremento de miles de millones de pies cúbicos con respecto al 1 de enero de El Activo Integral de Producción Bloque AS02-03, registra un decremento de 46.3 y el Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 tuvo un decremento por miles de millones de pies cúbicos, no obstante, es importante mencionar que como resultado del éxito exploratorio se incorporó un volumen de miles de millones de pies cúbicos de gas, en los campos Octli, Hok, Suuk y Teekit Profundo, los decrementos se deben a revisión en el comportamiento dinámico de los campos en producción. El cuadro 5.8 muestra las reservas de gas natural por activo en sus diferentes categorías, incluyéndose el gas entregado en planta y el gas seco. 2018, asciende a 1,266.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen representa 16.5 por ciento del total de Petróleos Mexicanos, con relación al 1 de enero de 2017, la reserva presenta una variación que asciende a millones de barriles. En la figura 5.9, se observa que el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 reporta millones de barriles de petróleo crudo equivalente que representa 34.9 por ciento del total, teniendo un incremento de 92.4 millones de barriles con respecto al año anterior. Estos incrementos básicamente se deben al nuevo planteamiento para la explotación del casquete de gas del campo Onel. mmbpce Petróleo crudo equivalente La reserva probada de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02, al 1 de enero de Figura 5.9 Reservas probadas al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. 77

85 Distribución de las reservas Por otra parte, el Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 reporta millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significa el 65.1 por ciento del total de la subdirección, presentando un incremento de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, los cuales se explican principalmente por el descubrimiento del campo Suuk con 35.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y la delimitación del campo Xikin con 92.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La reserva probable de la subdirección al 1 de enero de 2018 se estima en un volumen de 1,103.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen representa 16.9 por ciento de la reserva total de Petróleos Mexicanos. La figura 5.10 presenta la distribución de las reservas a nivel activo de producción. Este volumen de reservas muestra un incremento con relación al reportado al 1 de enero de 2017, cuantificado en millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En particular, los campos del Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 presentaron incrementos por un total de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, como resultado de los descubrimientos, desarrollos y revisiones, en tanto el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 presenta una variación negativa de 5.3 debido a revisiones de los campos por su comportamiento de producción. Al 1 de enero de 2018, la reserva posible de la subdirección en términos de petróleo crudo equivalente se estima en 1,025.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, como se muestra en la figura 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 73.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con relación al año anterior, en tanto que por activo integral de producción, el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03, reporta un decremento por 40.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y el Activo Integral de Producción Bloque AS02-04 registró una variación negativa de 33.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La actividad exploratoria incorporó cuatro campos nuevos Octli, Hok, Suuk y Teekit Profundo que en conjunto incorporaron millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Adicionalmente, a nivel subdirección en los rubros de delimitación, desarrollo y revisiones se tuvieron mmbpce mmbpce Figura 5.10 Reservas probables al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. Figura 5.11 Reservas posibles al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. 78

86 Evaluación de las reservas de hidrocarburos mmbpce 6, , , , , Gas seco equivalente Líquidos de planta Condensado 3, , , ,483.9 Aceite Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migraciones de campos 2018 Figura 5.12 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. decrementos que en conjunto ascendieron a 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 2018 y años anteriores. Relación reserva-producción La relación reserva probada-producción de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 es de 4.2 años, considerando una producción constante de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, para el caso de la reserva 2P la relación resulta de 7.6 años, mientras que utilizando la reserva 3P es de 10.6 años. En particular, los activos de producción Bloque AS02-03 y Bloque AS02-04, utilizando su reserva probada estos tienen una relación de 4.5 y 4.1 años respectivamente. Considerando las reservas 2P de petróleo crudo equivalente, la relación resulta de 7.8 y 7.5 años para los activos de producción Bloque AS02-03 y Bloque AS02-04, respectivamente. En el caso de las reservas 3P o totales, los valores son 8.9 años para el Activo Integral de Producción Bloque AS02-03 y 11.4 años para el Bloque AS Reservas por tipo de fluido Las reservas de hidrocarburos por tipo de fluido son mostradas en el cuadro 5.9 referidas a partir del 1 de enero de 2016, se observa que la reserva probada remanente de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02 al cierre de 2017 de 1,266.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se compone en 67.0 por ciento de aceite crudo, 1.7 por ciento de condensado, 10.3 por ciento de líquidos de planta y 21.0 por ciento de gas seco equivalente a líquido. Para el caso de la reserva probable de la subdirección, el volumen de 1,103.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, está constituido por 74.5 por ciento de aceite crudo, 1.0 por ciento de condensado, 6.1 por ciento de líquidos de planta y 18.4 por ciento de gas seco equivalente a líquido. La reserva posible de petróleo crudo equivalente de la subdirección asciende a 1,025.2 millones de barriles y está distribuida en 79.4 por ciento de aceite crudo, 0.9 por ciento de condensado, 7.7 por ciento de líquidos de planta y 12.0 por ciento de gas seco equivalente a líquido. 79

87 Distribución de las reservas Cuadro 5.9 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS02. Líquidos de Aceite Condensado planta Gas seco Total Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce 2016 Total 2, ,964.9 Probada 1, ,846.5 Probable Posible , Total 2, ,334.9 Probada ,234.3 Probable ,001.5 Posible , Total 2, ,395.3 Probada ,266.3 Probable ,103.8 Posible , Subdirección de Producción Bloques Norte Localizada en la porción Norte de la República Mexicana, al Norte limita con los Estados Unidos de América, al Este con el Golfo de México Profundo, al Oeste con el Océano Pacífico y al Sur con el río Tesechoacán ubicado en el estado de Veracruz. La Subdirección de Producción Bloques Norte está conformada por tres activos integrales de producción: Bloque N01 (AIPBN01), Bloque N02 (AIPBN02) y Bloque N03 (AIPBN03), y por la Gerencia de Administración de Asignaciones Aguas Profundas. Los activos de producción se enfocan primordialmente a las actividades de desarrollo y optimización de los campos. Mientras que el Activo de Exploración Aguas Profundas tiene como objetivo principal la adición de reservas por actividades de esta índole, así como la evaluación del potencial que presentan las cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-Misantla y la porción Norte del Golfo de México Profundo. Asimismo, la Gerencia de Administración de Asignaciones Aguas Profundas tiene como principal objetivo el desarrollo de los campos ubicados en aguas profundas. Actualmente la Subdirección de Producción Bloques Norte administra el mayor número de campos asignados a Pemex, con 259 campos al cierre de El aporte de producción de hidrocarburos durante el año 2017 de la subdirección fue de 35.7 millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas natural, los cuales significaron millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Lo que representó con respecto a la producción total, el 5.0, 22.7 y 10.8 por ciento de aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente respectivamente. Con respecto a las actividades de desarrollo realizadas durante 2017, la subdirección presenta el mayor número de pozos terminados con 28. Principalmente en el AIPBN02, en los campos Aragón, Cacalilao, Corralillo, Altamira, Agua Fría y Miahuapán. Los activos integrales de producción Bloque N01 y Bloque N03 no tuvieron actividad por desarrollo. Durante 2017 se continuó con la actividad exploratoria, donde se dieron importantes descubrimientos 80

88 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Cuadro 5.10 Evolución histórica del volumen original de hidrocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Norte. Aceite crudo que permitieron incorporar reservas de aceite y gas. El campo Ixachi, con la perforación del pozo descubridor Ixachi-1 en la Cuenca de Veracruz y el campo Nobilis, con la perforación del pozo delimitador Nobilis-101 en aguas profundas; contribuyen juntos con una reserva 3P que asciende a millones de barriles de petróleo crudo equivalente Evolución de los volúmenes originales Gas natural Año Volumen mmb mmmpc 2016 Total 86, ,998.4 Probado 41, ,192.4 Probable 25, ,804.3 Posible 19, , Total 87, ,523.4 Probado 38, ,183.4 Probable 21, ,642.8 Posible 27, , Total 87, ,762.1 Probado 37, ,743.2 Probable 21, ,812.1 Posible 28, ,206.8 Los volúmenes originales de aceite y gas natural durante los últimos tres años se muestran en el cuadro Se observa que el volumen probado de la subdirección, al 1 de enero de 2018, alcanzó 37,755.8 millones de barriles de aceite, que con respecto al volumen de aceite a nivel Pemex representa el 24.7 por ciento. En cuanto al volumen probado de gas natural, la subdirección tiene 69,743.2 miles de millones de pies cúbicos, que significa 37.1 por ciento del total de Pemex. El AIPBN02 posee los mayores volúmenes probados con 36,427.4 millones de barriles de aceite y 45,508.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural valores que significan 96.5 y 65.3 por ciento del total de la subdirección. El AIPBN03, alcanzó un volumen de aceite 1,222.6 millones de barriles y 6,773.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, de este último volumen el mayor porcentaje es de gas no asociado, el campo Ixachi descubierto en 2017 el cual resultó productor de gas y condensado en rocas del Cretácico ha contribuido en la documentación de estos volúmenes de aceite y gas alcanzados. Finalmente, el AIPBN01 presenta el volumen original de aceite más bajo con millones de barriles de aceite debido a que es un activo netamente productor de gas no asociado y donde el volumen reportado es de 17,461.8 miles de millones de pies cúbicos. Los volúmenes originales probables de aceite y gas natural de la subdirección son 21,677.6 millones de barriles y 15,812.1 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. Las cifras anteriores representan 79.5 y 72.8 por ciento de los totales de Pemex correspondientes. El AIPBN02 presenta el mayor volumen probable de la subdirección con 21,548.0 millones de barriles de aceite y 13,249.9 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 99.4 y 83.8 por ciento respectivamente. El AIPBN01 tiene volúmenes originales probables de aceite y gas natural por 0.2 millones de barriles y 1,524.3 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. Mientras que los volúmenes originales probables del AIPBN03 registraron un incremento quedando con millones de barriles de aceite y 1,037.9 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 2018 alcanzan 28,320.1 millones de barriles y 26,206.8 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. Estos volúmenes, a nivel Pemex, representan 83.7 por ciento para el aceite y 81.5 por ciento para el gas. A nivel activo, el AIPBN02 presenta el 81

89 Distribución de las reservas mayor volumen posible de la subdirección con 28,151.0 millones de barriles de aceite y 22,468.9 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 99.4 y 85.7 por ciento respectivamente. El AIPBN01 no contabiliza volúmenes originales posibles de aceite, en cuanto a su volumen original de gas natural este es de 2,038.3 miles de millones de pies cúbicos. Los volúmenes originales posibles del AIPBN03 ascendieron a millones de barriles de aceite y 1,699.6 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 46,720.1 y 23,023.1 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. En el caso del volumen original de gas asociado, el mayor porcentaje a nivel subdirección corresponde al AIPBN02 con 95.8 por ciento, en tanto que para el volumen de gas no asociado el mayor porcentaje se ubica en el AIPBN01 con 74.4 por ciento. Específicamente, el volumen original probado de gas no asociado está conformado en su mayor parte por gas húmedo no asociado con 12,348.2 miles de millones de pies cúbicos, seguido del gas seco cuyo volumen se encuentra en 9,059.2 miles de millones de pies cúbicos, en tanto 1,615.7 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 2018, alcanzó 15,812.1 miles de millones de pies cúbicos, correspondiendo al volumen de gas asociado 13,275.9 miles de millones de pies cúbicos y 2,536.2 miles de millones de pies cúbicos al gas no asociado. El AIPBN02 concentra los mayores volúmenes de gas asociado con 99.8 por ciento. El volumen original probable de gas no asociado está conformado por 1,082.7 miles de millones de pies cúbicos de gas húmedo y miles de millones de pies cúbicos de gas seco, estos volúmenes se ubican en su totalidad en los campos del AIPBN01. Finalmente, el volumen original posible de gas natural alcanza 26,206.8 miles de millones de pies cúbicos; específicamente, 22,482.2 miles de millones de pies cúbicos son atribuibles a volúmenes originales de campos de gas asociado y 3,724.6 miles de millones de pies cúbicos corresponden a volúmenes de campos de gas no asociado. Los mayores volúmenes originales en la categoría posible de gas asociado, se ubica en los campos del AIPBN02 con 22,468.9 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 2,030.1 miles de millones de pies cúbicos, es decir, 54.5 por ciento y en el AIPBN03 que ascienden a 1,694.5 miles de millones de pies cúbicos, los cuales representan un 45.5 por ciento. Los volúmenes originales de gas no asociado en la subdirección están conformados por 1,068.3 miles de millones de pies cúbicos de gas húmedo, miles de millones de pies cúbicos de gas seco y 1,679.4 de gas y condensado. Aceite crudo y gas natural Al 1 de enero de 2018, los volúmenes originales de aceite y gas de la subdirección presentan un decremento en la categoría probada de millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas natural, respectivamente. 82

90 Evaluación de las reservas de hidrocarburos En comparación con el año anterior, el volumen original de aceite en la categoría probable, al 1 de enero de 2018, la Subdirección de Producción Bloques Norte registra un incremento de millones de barriles. En cuanto al volumen original probable de gas natural de la subdirección, también se registra un incremento con respecto al año anterior por 1,169.3 miles de millones de pies cúbicos, debido principalmente al descubrimiento del campo Ixachi. El volumen original de aceite crudo de la categoría posible de la subdirección presenta un incremento de 1,314.5 millones de barriles, con respecto al año anterior. En cuanto al volumen original de gas natural posible, también se observa un incremento por 2,509.6 miles de millones de pies cúbicos. El AIPBN03 presenta un incremento por millones de barriles de aceite y 1,667.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y se debe principalmente a la incorporación del nuevo descubrimiento Ixachi Evolución de las reservas Las reservas probadas de la subdirección al 1 de enero de 2018, son de millones de barriles de aceite y 2,758.8 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Respecto a las reservas probadas desarrolladas, alcanzan millones de barriles de aceite y 1,392.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que las no desarrolladas son millones de barriles de aceite y 1,366.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En cuanto a las reservas probables, éstas alcanzaron 1,669.0 millones de barriles de aceite y 5,152.3 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que las reservas posibles son de 2,272.6 millones de barriles de aceite y 6,403.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Con respecto a las reservas 2P de la subdirección, es decir, la adición de las reservas probadas más probables, éstas se sitúan en 2,409.3 millones de barriles de aceite y 7,911.1 miles 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 4,681.9 millones de barriles de aceite y 14,314.5 miles de millones 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 posible. Asimismo, el cuadro 5.11 presenta la composimmb mmmpc 4, , , , , , , , ,272.6 Posible 5, , ,403.4 Posible 1, , ,669.0 Probable 5, , ,152.3 Probable Probada 2, , ,758.8 Probada Figura 5.13 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Subdirección de Producción Bloques Norte. Figura 5.14 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Subdirección de Producción Bloques Norte. 83

91 Distribución de las reservas Cuadro 5.11 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Bloques Norte, al 1 de enero de Aceite Gas natural Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc 1P , ,503.8 Bloque N Bloque N , Bloque N P 1, , ,596.6 Bloque N ,581.8 Bloque N02 1, , Bloque N , P 1, , , ,783.9 Bloque N ,034.6 Bloque N02 1, , , Bloque N ,661.6 ción de acuerdo al tipo de fluido y para cada uno de los activos que conforman la subdirección, en términos de las reservas 1P o probada, 2P y 3P. Con respecto a las reservas probadas totales de Pemex al 1 de enero de 2018, la Subdirección de Producción Bloques Norte representa el 12.7 y 29.6 por ciento para aceite y gas natural, respectivamente. En relación con las reservas probadas a nivel subdirección, los mayores volúmenes de reservas de aceite se ubican en el AIPBN02 con millones de barriles que representa el 90.4 por ciento. Respecto a la reserva probada de gas natural no asociado el AIPBN01 tiene miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que con relación a la reserva probada de gas de la subdirección representa el 35.3 por ciento. La reserva probada desarrollada de aceite de la Subdirección de Producción Bloques Norte es 6.9 por ciento con respecto al total de Pemex, en tanto que la reserva probada desarrollada de gas natural equivale a 23.8 por ciento del volumen total de Pemex. A nivel subdirección, la reserva probada desarrollada de aceite del AIPBN02 representa el 88.1 por ciento. En cuanto a la reserva de gas natural en la misma categoría, el AIPBN01 concentra 50.9 por ciento del volumen de la subdirección. Referente a las reservas probadas no desarrolladas de aceite y gas natural de la subdirección representan 23.5 y 39.3 por ciento, respectivamente, de los totales de Pemex. El AIPBN02 posee el porcentaje más elevado de las reservas de crudo de la subdirección en esta categoría con 91.6 por ciento. De la misma forma, concentra el porcentaje más elevado de las reservas probadas no desarrolladas de gas natural de la subdirección, con 58.1 por ciento. La subdirección representa el 34.4 por ciento de las reservas probables de aceite y 61.2 por ciento de las reservas probables de gas natural a nivel Pemex. El AIPBN02 aporta los mayores volúmenes de reservas probables de aceite y gas natural, tanto a nivel subdirección como de Pemex con 1,615.3 millones de barriles de aceite y 4,036.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Estos volúmenes de reservas 84

92 Evaluación de las reservas de hidrocarburos representan a nivel subdirección el 96.8 y 78.3 por ciento para las reservas de aceite y gas natural, respectivamente; mientras que a nivel Pemex representan el 33.3 y 48.0 por ciento para las reservas de aceite y gas natural, respectivamente. Al 1 de enero de 2018 las reservas posibles de la subdirección son 2,272.6 millones de barriles de aceite y 6,403.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, lo cual representa el 44.7 y 73.6 por ciento respectivamente, del total de Pemex. El AIPBN02 concentra los mayores volúmenes de reservas posibles de crudo y gas natural, en un contexto a nivel subdirección, representan el 97.4 y 82.6 por ciento de las reservas de aceite y gas natural, respectivamente. Mientras que en un contexto a nivel empresa, las reservas de aceite y gas natural del AIPBN02 representan 43.6 y 60.7 por ciento, respectivamente. Las reservas 3P de la subdirección, es decir, la adición de las reservas probada, probable y posible alcanzan 4,681.9 millones de barriles de aceite y 14,314.5 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Estos volúmenes de reservas permiten a la Subdirección de Producción Bloques Norte tener el 29.7 por ciento de las reservas totales de aceite de Pemex y 54.1 por ciento de las reservas totales de gas natural. En particular, el AIPBN02 posee los porcentajes más altos de reservas 3P de crudo y gas de la subdirección: 4,497.4 millones de barriles y 10,511.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, estos volúmenes representan 96.1 por ciento de la reserva 3P de aceite y 73.4 por ciento del volumen 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 2018, alcanzó un valor de millones de barriles que al compararla con el año pasado, significó una variación negativa de 12.1 millones de barriles. A nivel activo, el AIPBN02 presentó una variación negativa de 41.1 millones de barriles de aceite. En el AIPBN03 se descubrió el campo Ixachi que incorporó 31.9 millones de barriles de aceite a la reserva probada. Al 1 de enero de 2018, la reserva probada de gas natural asciende a 2,758.8 miles de millones de pies cúbicos. El AIPBN02 presentó un decremento de 74.2 miles de millones los cuales se vieron compensados con los incrementos del AIPBN01 y AIPBN03 con y miles de millones, respectivamente. A nivel subdirección se presenta un incremento de miles de millones de pies cúbicos, con respecto al año anterior. Referente a la reserva probable de aceite al 1 de enero de 2018 de la Subdirección de Producción Bloques Norte, ésta alcanzó 1,669.0 millones de barriles y 5,152.3 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En esta categoría se registran incrementos en aceite y gas natural por 45.5 millones de barriles y miles de millones de pies cúbicos, respectivamente, con respecto al año anterior. Prácticamente la totalidad del incremento de las reservas de aceite y gas se ubicó en el AIPBN03 con 34.7 millones de barriles y miles de millones de pies cúbicos, debido a la nueva incorporación del campo Ixachi. Al 1 de enero de 2018, la reserva posible de aceite registra un decremento de millones de barriles con respecto a los valores del año 2017, la totalidad de esta disminución se ubicó en el AIPBN02, en relación a la reserva posible de gas natural esta presentó un incremento de miles de millones de pies cúbicos de gas natural con respecto a las cifras al 1 de enero de 2017, este aumento en la 85

93 Distribución de las reservas Cuadro 5.12 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirección de Producción Bloques Norte, al 1 de enero de Gas entregado Gas natural en planta Gas seco Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc Probada 2, , ,161.6 Bloque N Bloque N02 1, Bloque N Probable 5, , ,068.5 Bloque N Bloque N02 4, , ,095.8 Bloque N Posible 6, , ,118.9 Bloque N Bloque N02 5, , ,137.7 Bloque N reserva se ubicó en AIPBN03, por el nuevo descubrimiento del campo Ixachi. La distribución de las reservas remanentes de gas por activo se muestra en el cuadro 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 2018, es de 1,246.2 millones de barriles, lo que a nivel empresa representa 16.2 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 un incremento de 54.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, donde la mayor variación está en el AIPBN02. Respecto a la reserva probable, expresada en petróleo crudo equivalente, dicho volumen asciende a 2,717.2 millones de barriles, el cual representa el 41.6 por ciento del total respectivo, figura Con referencia al año anterior, la subdirección registra un incremento en la reserva de millo- mmbpce mmbpce Figura 5.15 Reservas probadas al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Norte. Figura 5.16 Reservas probables al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Norte. 86

94 Evaluación de las reservas de hidrocarburos mmbpce con una variación positiva en el AIPBN01 y AIPBN03 con millones de barriles. Figura 5.17 Reservas posibles al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Norte. nes de barriles de petróleo crudo equivalente, ubicándose en el AIPBN millones de barriles. En relación a la reserva posible de petróleo crudo equivalente, ésta alcanzó 3,580.4 millones de barriles, 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 Subdirección de Producción Bloques Norte. En comparación al año anterior, se presenta una variación negativa de reservas por 60.9 millones de barriles. Siendo el AIPBN02, el que presenta dicho decremento con millones de barriles, el cual se ve compensado La adición de las reservas probada, probable y posible, es decir, la reserva 3P de la subdirección al 1 de enero de 2018 alcanza 7,543.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cifra que significa el 35.8 por ciento de la reserva de Pemex en esta categoría. A nivel subdirección, el AIPBN02 representa 88.2 por ciento de la reserva 3P. La reserva 3P presenta un incremento de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, en comparación con la evaluación al 1 de enero de 2017, aún cuando en el AIPBN02 hubo una disminución en esta categoría de reserva de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El AIPBN03 tuvo un incremento importante debido a la incorporación del campo Ixachi, el cual adicionó millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La figura 5.18 presenta los elementos de cambio para la reserva 3P de la Subdirección de Producción Bloques Norte. Relación reserva-producción La relación reserva-producción de la reserva probada de la Subdirección de Producción Bloques Norte al 1 mmbpce 14, , , , , , , , , Gas seco equivalente Líquidos de planta Condensado 8, , , ,681.9 Aceite Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migraciones de campos 2018 Figura 5.18 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Norte. 87

95 Distribución de las reservas de enero de 2018 en petróleo crudo equivalente es de 11.6 años, valor obtenido considerando una reserva probada de 1,246.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y una producción en 2017 de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Para el caso de la relación reserva-producción del aceite, para la misma categoría, el valor es de 20.7 años, cifra obtenida a partir de una reserva de millones de barriles de aceite y una producción de 35.7 millones de barriles de aceite. El valor alcanzado para la relación reserva-producción del gas es de 6.6 años, cantidad obtenida a partir de una reserva probada de gas natural de 2,758.8 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y una producción de miles de millones de pies cúbicos. Cuando se considera la suma de las reservas probadas y probables, es decir, la reserva 2P, la relación reserva-producción de la Subdirección de Producción Bloques Norte para petróleo crudo equivalente, aceite y gas natural resultó en 36.7, 67.5 y 18.9 años, respectivamente. En tanto que al involucrar la reserva total o 3P, la cual resulta de adicionar las reservas probadas, probable y posible, la relación reserva-producción en petróleo crudo equivalente, aceite y gas natural alcanzó 69.9, y 34.2 años, respectivamente. Reservas por tipo de fluido El cuadro 5.13 presenta la evolución histórica de las reservas por tipo de fluido para la de la Subdirección de Producción Bloques Norte. De esta forma, se puede determinar que 59.4 por ciento de su reserva probada corresponde a crudo, 33.3 por ciento a gas seco equivalente a líquido, 6.1 por ciento son líquidos de planta y el 1.2 por ciento corresponde al condensado. Asimismo, la reserva probable de la subdirección está compuesta de 61.4 por ciento de aceite, 28.8 por ciento del volumen corresponde a gas seco equivalente a líquido, 9.3 por ciento se refiere a líquidos de planta y el 0.5 por ciento es condensado. Por último, la reserva posible de la subdirección se conforma de 63.5 por ciento de aceite, 27.5 por ciento de gas seco equivalente a líquido, 8.8 por ciento son líquidos de planta y un porcentaje mínimo es decir el 0.2 por ciento corresponde al condensado. Cuadro 5.13 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Subdirección de Producción Bloques Norte. Líquidos de Aceite Condensado planta Gas seco Total Año Reserva mmb mmb mmb mmbpce mmbpce 2016 Total 4, , ,093.6 Probada ,231.5 Probable 1, ,036.4 Posible 1, , Total 4, , ,533.7 Probada ,299.8 Probable 1, ,592.6 Posible 2, , Total 4, , ,543.8 Probada ,246.2 Probable 1, ,717.2 Posible 2, ,

96 Evaluación de las reservas de hidrocarburos 5.4. Subdirección de Producción Bloques Sur El área de la Subdirección de Producción Bloques Sur comprende los estados de Campeche, Chiapas, Guerrero, Michoacán, Oaxaca, Puebla, Quintana Roo, Tabasco, Veracruz y Yucatán. Actualmente esta subdirección de producción cuenta con 82 asignaciones: 75 de extracción, 5 a resguardo y 2 de exploración. Considerando las asignaciones de extracción y exploración se tienen 78 campos distribuidos en sus cuatro activos integrales de producción: Activo Integral de Producción Bloque S01, Activo Integral de Producción Bloque S02, Activo Integral de Producción Bloque S03 y el Activo Integral de Producción Bloque S04. El mayor número de campos pertenece al Activo Integral de Producción Bloque S01 que posee 24 campos, le sigue el Activo Integral de Producción Bloque S03 con 22 campos, el Activo Integral de Producción Bloque S04 con 18 campos y finalmente el Activo Integral de Producción Bloque S02 con 14 campos. El aporte de producción de hidrocarburos durante el año 2017 de la Subdirección de Producción Bloques Sur fue de 97.3 millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas natural, los cuales significaron millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Lo que representó con respecto a la producción total de Pemex, el 13.7, 20.0 y 17.9 por ciento de aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente respectivamente Evolución de los volúmenes originales El volumen original probado de aceite de la Subdirección de Producción Bloques Sur presentó un decremento de 1.2 por ciento, con respecto al ejercicio anterior, situándose en 33,259.3 millones de barriles de aceite. El 68.2 por ciento del volumen original probado de la subdirección se encuentra distribuido en los activos integrales de producción Bloque S02 y Bloque S03, que juntos contabilizan 22,692.7 millones de barriles de aceite; de los cuales 11,577.6 millones de barriles de aceite corresponden al Activo Integral de Producción Bloque S02 y 11,115.1 millones de barriles de aceite al Activo Integral de Producción Bloque S03. En comparación a lo establecido al 1 de enero de 2017, el Activo Integral de Producción Bloque S02 presentó un decremento de 44.1 millones de barriles de aceite, es decir un 0.4 por ciento, mientras que el Activo Integral de Producción Bloque S03 tuvo un decremento de millones de barriles de aceite, lo que representa el 3.2 por ciento. El resto del volumen original se encuentra distribuido en los activos integrales de producción Bloque S04 y Bloque S01, que juntos concentran 31.8 por ciento, es decir 10,566.6 millones de barriles, de los cuales 5,199.8 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 representa el 4.9 por ciento del volumen original probable de aceite total existente para Petróleos Mexicanos, alcanzando 1,343.7 millones de barriles. Se tuvo un incremento de 2.4 por ciento de acuerdo con el ejercicio anterior 2017, como resultado de las actividades de desarrollo y revisión. El 78.2 por ciento del volumen original probable se concentra en los activos integrales de producción Bloque S03 y Bloque S02, es decir 1,051.1 millones de barriles de aceite. El 21.8 por ciento restante se encuentra distribuido en los campos de los activos integrales de producción Bloque S04 y Bloque S01 con millones de barriles. El volumen original posible de aceite, en comparación al ejercicio 2017, sufrió una variación negativa 89

97 Distribución de las reservas Cuadro 5.14 Evolución histórica del volumen original de hidrocarburos en la Subdirección de Producción Bloques Sur. de millones de barriles, esto significó el 7.3 por ciento. Por lo tanto, los valores del volumen original de aceite posible para el 1 de enero de 2018 ascienden a 1,424.6 millones de barriles, que representa el 4.2 por ciento del volumen total de Pemex. El 61.9 por ciento del total se ubica en el Activo Integral de Producción Bloque S02, que cuenta con millones de barriles. Aceite crudo Gas natural Año Volumen mmb mmmpc 2016 Total 37, ,909.0 Probado 33, ,835.6 Probable 1, ,901.2 Posible 2, , Total 36, ,034.2 Probado 33, ,580.8 Probable 1, ,846.1 Posible 1, , Total 36, ,860.5 Probado 33, ,261.4 Probable 1, ,123.4 Posible 1, ,475.8 de pies cúbicos, lo que representa un aumento de 15.0 por ciento en comparación a lo estimado en el ejercicio anterior. El 77.7 por ciento del volumen original probable de la Subdirección de Producción Bloques Sur se encuentra distribuido en los activos integrales de producción Bloque S01 y Bloque S03 y el 22.2 por ciento restante en los activos integrales de producción Bloque S02 y Bloque S04. Con respecto al volumen original posible de gas natural, esta subdirección de producción cuenta con 2,475.8 miles de millones de pies cúbicos, lo que representó 5.0 por ciento menos con respecto al 1 de enero de El 81.8 por ciento del volumen original posible se concentra en los activos integrales de producción Bloque S02 y Bloque S03 y el 18.2 por ciento restante se concentra en los activos integrales de producción Bloque S01 y Bloque S04. El cuadro 5.14 ilustra el comportamiento de los volúmenes originales de aceite y gas natural para el periodo en sus diferentes categorías. Aceite crudo y gas natural Citando al volumen de gas natural probado de la subdirección al 1 de enero de 2018, cuenta con 65,261.4 miles de millones de pies cúbicos, es decir, posee 34.7 por ciento del total del volumen probado de Pemex. Los activos que poseen mayor volumen de gas son los activos integrales de producción Bloque S01 y Bloque S02 que representan el 69.1 por ciento, cuya suma es equivalente a 45,105.6 miles de millones de pies cúbicos. El 30.9 por ciento restante está distribuido en los activos integrales de producción Bloque S03 y Bloque S04 y corresponde a 20,155.7 miles de millones de pies cúbicos. Al 1 de enero de 2018, se calculó un volumen original probable de gas natural de 2,123.4 miles de millones El volumen original de aceite total 3P, que representa la adición de las categorías de reservas probada, probable y posible, presentó una reducción de 1.4 por ciento en comparación con el año 2017, situándose en 36,027.6 millones de barriles. Los campos que presentaron disminución en su volumen original de aceite son: Navegante, Santuario, El Golpe, Teotleco, Vernet y Cafeto. Para el caso del campo Navegante pasó a recurso contingente, los campos Santuario y El Golpe debido a su migración a un contrato de exploración y extracción (CEE) de producción compartida, en el campo Teotleco se debió por actualización del modelo estructural, reinterpretación geofísica, análisis de comportamiento de presión producción del pozo Teotleco-101DL, y por último Ver- 90

98 Evaluación de las reservas de hidrocarburos net y Cafeto fueron adjudicados a otro operador petrolero en la ronda 2 licitación 3 (Ronda 2.3). Jurásico Superior Kimmeridgiano y la incorporación del campo Valeriana. Con respecto al gas natural de la subdirección, el volumen original total o 3P, tuvo un decremento de miles de millones de pies cúbicos, es decir 0.2 por ciento con respecto a lo reportado en El volumen total o 3P de gas al 1 de enero de 2018 alcanzó 69,860.5 miles de millones de pies cúbicos. La principal reducción fue originada por los campos Navegante, Santuario, El Golpe, Teotleco, Vernet y Cafeto cuyos conceptos fueron reportados en la sección de aceite. No obstante, también algunos campos presentaron incremento en el volumen original de aceite 3P, como es el caso de Madrefil, Rabasa y Sini, en los cuales se han realizado reinterpretaciones en los modelos estructurales y dinámicos de los campos, resaltando también el descubrimiento del campo Valeriana y su incorporación a explotación. Respecto al volumen original de aceite probado al 1 de enero de 2018, presentó un decremento de millones de barriles, con relación al año anterior. Los principales campos que disminuyeron su volumen original de aceite probado son Santuario y El Golpe por su migración a un CEE de producción compartida, Madrefil y Terra debido a una nueva interpretación de los modelos estáticos y dinámicos y el campo Vernet por su adjudicación a otro operador petrolero en la ronda 2.3. Los principales campos que tuvieron un incremento en el volumen original de aceite probado son Rabasa por la inclusión de nuevas arenas encontradas a lo largo de todo el campo, Teotleco debido a la actualización del modelo estructural, reinterpretación geofísica, análisis del comportamiento de presión producción del pozo Teotleco-101DL, Sini debido a la actualización del espesor neto impregnado del yacimiento Con relación al volumen original probado de gas natural, éste alcanzó un valor de 65,261.4 miles de millones de pies cúbicos, que con relación al año pasado presenta un decremento de miles de millones de pies cúbicos de gas natural, equivalente a un 0.5 por ciento. De igual forma que para el caso del volumen original de aceite, los principales campos que presentaron disminución son Santuario, El Golpe, Madrefil, Terra, Cafeto y Vernet. Con respecto al volumen original de aceite probable al 1 de enero de 2018, se ubica en los 1,343.7 millones de barriles, presentándose un incremento del 2.4 por ciento con respecto al reportado al 1 de enero de 2017, es decir de 31.0 millones de barriles. Este incremento se debe al campo Teotleco por la actualización del modelo estructural, la reinterpretación geofísica y al comportamiento de presión producción del pozo Teotleco-101DL, el nuevo campo Valeriana y la actualización del modelo estático del campo Madrefil; de los decrementos afectados se encuentran el campo Vernet que se adjudicó a un CEE de producción compartida y al campo Guaricho que reclasifica su volumen probable a probado. Citando al volumen original probable de gas natural al 1 de enero de 2018, alcanzó 2,123.4 miles de millones de pies cúbicos, lo que representa el 15.0 por ciento más respecto al año anterior. Al igual que para el caso del volumen original probable de aceite, los incrementos y decrementos tuvieron lugar en los campos Teotleco, Valeriana, Madrefil, Vernet y Guaricho originados por las mismas causas. El volumen original de aceite posible de la Subdirección de Producción Bloques Sur se estimó en 91

99 Distribución de las reservas mmb 1, , , , ,424.6 millones de barriles de aceite, cifra que representa una disminución del 7.3 por ciento con respecto al valor que se documentó en el año Esta reducción se originó por los campos Navegante y Teotleco. En el caso de Navegante pasó a recurso contingente y el de Teotleco se debe a la reclasificación de reservas del bloque IV del campo de posible a probable. Se tuvieron incrementos del campo nuevo Valeriana, del campo Madrefil por reclasificación del volumen asociado al yacimiento Cretácico a probable y posible, y del campo Terra por corrección de volúmenes producidos del Bloque Sur para que sólo contenga categoría posible. En última instancia, el volumen original de gas en la categoría posible disminuyó 5.0 por ciento, es decir miles de millones de pies cúbicos con respecto al 2017, ubicándose en los 2,475.8 miles de millones de pies cúbicos al 1 de enero de Los campos que se evaluaron con menor volumen son Teotleco y Navegante; los que incrementaron volumen original son Valeriana, Terra y Madrefil por las mismas razones asociadas al volumen original de aceite Evolución de las reservas Al 1 de enero de 2018, las reservas probadas de aceite de la Subdirección de Producción Bloques Sur representan el 11.4 por ciento de las reservas probadas totales y se ubican en millones de barriles. Con respecto al gas, la subdirección aporta el 23.7 por ciento del total de la reserva probada, es decir, 2,213.6 miles de millones de pies cúbicos. Desglosando las reservas probadas; las probadas desarrolladas de aceite y gas natural representan el 11.8 y 25.9 por ciento del total, respectivamente, equivalentes a millones de barriles y 1,515.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Por otra parte, las reservas probadas no desarrolladas alcanzan millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas natural, es decir el 10.5 y 20.1 por ciento del total. Los campos con mayor participación para las reservas probadas desarrolladas en la subdirección son el complejo Antonio J. Bermúdez con 47.2 millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas y el campo Jujo- Tecominoacán con 40.1 millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas. Posible Probable Probada Figura 5.19 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Subdirección de Producción Bloques Sur. Con relación a las reservas 2P de la Subdirección de Producción Bloques Sur al 1 de enero de 2018, se situaron en millones de barriles de aceite y mmmpc 5, , , , , , Posible Probable Probada Figura 5.20 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Subdirección de Producción Bloques Sur. 92

100 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Cuadro 5.15 Composición de las reservas de hidrocarburos de la Subdirección de Producción Bloques Sur, al 1 de enero de Aceite Gas natural Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Reserva Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc 1P , Bloque S Bloque S Bloque S Bloque S P , Bloque S Bloque S Bloque S , Bloque S P , ,362.0 Bloque S Bloque S Bloque S , Bloque S ,656.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Con respecto a la reserva total o 3P, ésta es de 1,038.0 millones de barriles de aceite y 3,377.5 miles 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 superligero; y para el gas, en términos de asociado y no asociado se indican en el cuadro Cabe aclarar que el gas no asociado incluye el correspondiente a los yacimientos de gas y condensado, gas húmedo y gas seco. Tomando en cuenta la clasificación del aceite por su calidad, la Subdirección de Producción Bloques Sur posee el 35.2 por ciento de la reserva probada de aceite superligero con respecto al total de Pemex, 32.8 por ciento de aceite ligero y 2.0 por ciento de aceite pesado. Los activos integrales de producción que poseen los mayores volúmenes de reservas probadas de aceite superligero son el Activo Integral de Producción Bloque S02 con 42.1 por ciento y el Activo Integral de Producción Bloque S03 con 37.5 por ciento. Con respecto al aceite ligero, el activo que cuenta con mayor cantidad de reservas es el Activo Integral de Producción Bloque S03 con el 54.0 por ciento. En relación con la reserva probada de gas natural, para la Subdirección de Producción Bloques Sur el 75.1 por ciento es gas asociado y 24.9 por ciento corresponde a gas no asociado. Los activos que contienen la mayor cantidad de gas asociado son el Activo Integral de Producción Bloque S03 y el Activo Integral de Producción Bloque S02 con y miles de millones de gas asociado respectivamente, la suma de ambos activos integrales de producción representa el 83.3 por ciento de gas asociado en la subdirección. La reserva probable de aceite de la Subdirección de Producción Bloques Sur es de millones de barriles de aceite, lo que representa 3.0 por ciento de la reserva probable total de Petroleros Mexicanos. Para el gas natural, su reserva probable alcanza

101 Distribución de las reservas miles de millones de pies cúbicos, aportando el 5.3 por ciento del total. Con respecto a la reserva posible, la Subdirección de Producción Bloques Sur contribuye con 4.5 y 8.3 por ciento del total de aceite y gas respectivamente, es decir con millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas. Aceite crudo y gas natural Las cifras de reserva probada de aceite en comparación al ejercicio anterior en la Subdirección de Producción Bloques Sur muestran un decremento de 15.1 por ciento, originado por la desincorporación de millones de barriles en los conceptos de desarrollo y revisión de campos. La reserva probada al 1 de enero de 2018 se encuentra alrededor de los millones de barriles de aceite. Los campos cuyos decrementos tuvieron mayor impacto en las cifras a nivel subdirección son los campos Íride, Cunduacán, Santuario, Oxiacaque y Puerto Ceiba con un decremento de 63.3, 39.8, 34.5, 18.4 y 9.0 millones de barriles de aceite, respectivamente. Siendo más específicos para el campo Íride, a nivel Cretácico, se desincorporaron 57.4 millones de barriles de aceite debido a que el efecto de inyección de gases al yacimiento como proceso de recuperación secundaria no ha tenido el efecto esperado en la recuperación adicional de hidrocarburos. A nivel Terciario se presentó una reclasificación de 5.9 millones de barriles de reserva probada a probable, asociada a 20 terminaciones, debido a que no se cuentan con las instalaciones superficiales de producción para el manejo de la producción. El campo Cunduacán disminuye 39.8 millones de barriles de aceite debido a la canalización del nitrógeno en pozos productores provocando una reducción en la producción de aceite y gas hidrocarburo. En el campo Santuario se tuvo la migración al CEE de producción compartida en donde se le asignó el 64 por ciento de la reserva total del campo a Pemex, disminuyendo 34.5 millones de barriles de reserva probada. Oxiacaque mostró una desincorporación de 18.4 millones de barriles de aceite debido al cierre de pozos por producir gas contaminado de nitrógeno y a la reducción de la ventana de aceite por el avance del casquete de gas y al avance del acuífero. Por último, el campo Puerto Ceiba disminuyó 9.0 millones de barriles de aceite por la declinación de la producción debido al avance del contacto aguaaceite en el campo. Los principales campos que incrementaron su valor de reserva en esta categoría son Tizón, Teotleco, Valeriana, Cárdenas y Sini con una incorporación de 10.7, 9.7, 6.0, 5.4 y 4.3 millones de barriles de aceite respectivamente. Para el caso de los campos Tizón y Sini se debió al comportamiento de la producción, ya que su declinación se ha mantenido por debajo de lo estimado y el flujo fraccional de agua se mantuvo estable durante el año. Para el caso de Teotleco se reclasificó la reserva perteneciente al bloque III del campo de posible y probable a probada, por la actualización del modelo estático y por el comportamiento de la presión-producción. Con respecto al campo Valeriana se incorporaron reservas por su descubrimiento con el éxito en la perforación del pozo exploratorio Valeriana-1 y finalmente el campo Cárdenas incrementó su reserva probada por reclasificación de categoría probable a probada de los pozos Cárdenas -121 y Cárdenas-142. Al 1 de enero de 2018, las reservas probadas de gas natural de la Subdirección de Producción Bloques Sur, al igual que el aceite, presentó una disminución en comparación al ejercicio anterior de miles de millones de pies cúbicos, que representa el 5.6 por ciento. Las reservas probadas se estimaron en 2,213.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. 94

102 Evaluación de las reservas de hidrocarburos Los decrementos de mayor relevancia se presentan en los campos Íride, Cunduacán y Oxiacaque pertenecientes al complejo Antonio J. Bermúdez, con una desincorporación de reserva de gas de 125.4, y 67.4 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente, debido a los resultados no favorables de la inyección de gases en el yacimiento como proceso de recuperación mejorada. Los campos Jujo-Tecominoacán y Giraldas sufrieron un ajuste por comportamiento debido al avance del contacto agua-aceite con 72.8 y 28.9 miles de millones de pies cúbicos de gas, respectivamente. Los principales campos que mostraron un incremento en su reserva probada de gas fueron Teotleco, Valeriana, Tizón, Cárdenas y Mora. El incremento en el campo Teotleco fue de 81.4 miles de millones de pies cúbicos y se atribuye a la reclasificación de la reserva perteneciente al bloque III del campo de posible y probable a probada. El campo Valeriana contribuyó con 62.8 miles de millones de pies cúbicos por incorporación; el campo Tizón por comportamiento de su presión y producción aumentó 61.0 miles de millones de pies cúbicos. El campo Cárdenas por reclasificación de reserva probable a probada contribuyó con 43.3 millones de pies cúbicos adicionales y el campo Mora incorporó 19.1 miles de millones de pies cúbicos por comportamiento debido al incremento en la relación gas-aceite en el año Las reservas probables de aceite se estimaron con una ligera alza en comparación al ejercicio anterior con un 0.8 por ciento, es decir, 1.1 millones de barriles más. Al 1 de enero de 2018, la reserva probable se situó en millones de barriles de aceite. Los campos que mostraron un decremento en su reserva probable de aceite fueron Puerto Ceiba, Santuario, Cárdenas y Carrizo que en conjunto suman 25.2 millones de barriles de aceite. El campo Puerto Ceiba tuvo un ajuste a la baja de 9.3 millones de barriles de aceite por comportamiento debido al incremento del flujo fraccional de agua en el campo y por la cancelación de reparaciones mayores por alto riesgo mecánico en los pozos. El campo Santuario debido a su migración a un CEE de producción compartida tuvo un decremento de 6.0 millones de barriles de aceite, el campo Cárdenas reclasificó 5.1 millones de barriles de reserva probable a probada y por último, el campo Carrizo reclasificó de probable a posible, la reserva correspondiente a 5 terminaciones y 17 reparaciones mayores debido a la problemática social. Citando al gas natural, la reserva probable se encuentra en miles de millones de pies cúbicos al 1 de enero de Esta cifra representa un incremento de miles de millones de pies cúbicos con respecto al valor reportado el 1 de enero de Este incremento es debido principalmente al campo Teotleco que tuvo un aumento de miles de millones de pies cúbicos de gas debido a la reclasificación de reserva posible a probable del bloque IV del campo, resultado del pozo delimitador Teotleco- 101DL. El campo Valeriana de reciente descubrimiento, incorporó 52.4 miles de millones de pies cúbicos. El campo Magallanes-Tucán-Pajonal, que ha presentado un comportamiento estable en la producción y presión durante el año, incrementó 7.4 miles de millones de pies cúbicos y por último el campo Giraldas aportó 6.0 miles de millones de pies cúbicos que reclasificó de reserva probada a probable por comportamiento debido al incremento de la producción de agua en el campo. Los campos que presentaron un decremento en la reserva probable de gas con respecto al año anterior son: Cárdenas, Madrefil, Puerto Ceiba y Costero. En los campos Cárdenas y Puerto Ceiba los decrementos fueron alrededor de 42.6 y 5.7 miles de millones de pies cubico de gas respectivamente, que surgieron por las mismas causas que en el caso del aceite explicadas anteriormente. Para el caso de Madrefil y Costero, por el 95

103 Distribución de las reservas comportamiento de presión y producción de los campos, se ajustaron 7.0 y 4.6 miles de millones de pies cubico de gas, respectivamente. Al igual que las demás categorías, la reserva posible de aceite de la Subdirección de Producción Bloques Sur al 1 de enero de 2018 presenta un decremento de 33.2 millones de barriles de aceite, se ubica en millones de barriles, que con respecto al año anterior se tiene una variación negativa de 12.6 por ciento. Los principales campos que presentan decremento en su reserva posible son Navegante, Teotleco e Íride. En el campo Navegante debido a una nueva interpretación del modelo estático se desincorporaron 50 millones de barriles de aceite, el campo Teotleco disminuyó 26.5 millones de barriles por la reclasificación de reserva posible a probable del bloque IV del campo, resultado del pozo delimitador Teotleco- 101DL. Con respecto al campo Íride se tuvo una disminución de 17.6 millones de barriles debido a la desincorporación de dos localizaciones que se tenían programadas y clasificadas como posible. Los campos que mayor reserva incorporaron en este rubro fueron Valeriana con 49.9 millones de barriles de aceite debido al éxito en la perforación del pozo exploratorio Valeriana-1, Puerto Ceiba con 9.2 millones de barriles por la reclasificación de reserva probable a posible de reparaciones mayores por alto riesgo mecánico y por el avance del flujo fraccional de agua en el yacimiento y por último, el campo Carrizo con 4.7 millones de barriles de aceite por la reclasificación de reserva probable a posible de 5 terminaciones y 17 reparaciones mayores por el alto riesgo social. Las reservas posibles de gas natural presentan un incremento con respecto al año anterior por miles de millones de pies cúbicos, por lo que la reserva remanente alcanza un valor al 1 de enero de 2018 de miles de millones de pies cúbicos. El incremento significativo se tiene en el campo Valeriana con miles de millones de pies cúbicos. Los campos que reflejaron los decrementos de mayor relevancia en su reserva de gas fueron Teotleco y Navegante con y miles de millones de Cuadro 5.16 Distribución de las reservas remanentes de gas de la Subdirección de Producción Bloques Sur, al 1 de enero de Gas entregado Gas natural en planta Gas seco Reserva Activo mmmpc mmmpc mmmpc Probada 2, , ,681.9 Bloque S Bloque S Bloque S Bloque S Probable Bloque S Bloque S Bloque S Bloque S Posible Bloque S Bloque S Bloque S Bloque S

104 Evaluación de las reservas de hidrocarburos mmbpce 4, , , , , , , , ,038.0 Gas seco equivalente Líquidos de planta Condensado Aceite Adiciones Revisiones Desarrollos Producción Migraciones de campos 2018 Figura 5.21 Elementos de cambio en la reserva total de la Subdirección de Producción Bloques Sur. pies cúbicos respectivamente. Las causas son las mismas mencionadas para el aceite. En el cuadro 5.16 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 2018, la reserva total o 3P de petróleo crudo equivalente de la Subdirección de Producción Bloques Sur, representa el 8.6 por ciento del total de Pemex y está calculada en 1,819.2 millones de barriles. Esta cifra en comparación a la del año 2017, presenta un decremento de 6.3 por ciento. Los mayores volúmenes de reservas 3P de petróleo crudo equivalente se concentran en los activos integrales de producción Bloque S03 y Bloque S02 con y millones de barriles, respectivamente, representando 74.3 por ciento. La figura 5.21 ilustra el balance de la reserva 3P de petróleo crudo equivalente de la subdirección al 1 de enero de 2018 y años anteriores. De la reserva probada total de Petróleos Mexicanos, 1,174.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente pertenecen a la Subdirección de Producción Bloques Sur, lo que representa el 15.3 por ciento, figura En comparación con el ejercicio anterior mmbpce Figura 5.22 Reservas probadas al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Sur. 97

105 Distribución de las reservas se tiene un decremento de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, originado principalmente en los campos pertenecientes al complejo Antonio J. Bermúdez, Íride, Cunduacán y Oxiacaque que en conjunto muestran una disminución de millones de barriles de petróleo crudo equivalente debido a que el efecto de inyección de gases en el yacimiento como proceso de recuperación secundaria no ha tenido el efecto esperado en la recuperación adicional de hidrocarburos. También los campos Santuario y Jujo-Tecominoacán reflejan una disminución de 38.1 y 25.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente. En el caso del campo Santuario, es debido a la migración a un CEE de producción compartida y Jujo-Tecominoacán por comportamiento de producción debido al avance del contacto agua-aceite y una mayor declinación de la producción del campo. Las reservas probables de la Subdirección de Producción Bloques Sur al 1 de enero de 2018, alcanzó millones de barriles de petróleo crudo equivalente, valor que representa 3.8 por ciento del total de las reservas probables pertenecientes a Pemex, figura Comparándolo con el ejercicio anterior, se tuvo un incremento de 11.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, originado principalmente por los campos Teotleco, Valeriana, Magallanes- Tucán-Pajonal e Íride. El campo Teotleco aumentó 37.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente debido a la reclasificación de la categoría posible a probable por la perforación del pozo Teotleco-101DL en el bloque IV. Para el campo Valeriana se tuvo una incorporación de 17.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por descubrimiento. Magallanes- Tucán-Pajonal registró al alza 6.2 millones de barriles de acuerdo con la regla de cinco años, se reclasificaron a reserva probable las reparaciones mayores que en el ejercicio 2017 estaban consideradas como probadas y por último, el campo Íride en las formaciones del Terciario con 5.2 millones de barriles debido a la reclasificación de la categoría probada a probable por la falta de infraestructura para el manejo de la producción. Los campos que sufrieron una disminución en reserva probable son el campo Cárdenas con 15.5 millones de barriles por la reclasificación de reserva probable a probada de los pozos Cárdenas- 121 y Cárdenas-142. Puerto Ceiba con 10.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente debido a la cancelación de actividades por el riesgo mecánico en los pozos y por el ajuste debido al incremento del flujo fraccional del agua en el campo y Santuario con 6.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente efecto de la migración a un CEE. mmbpce Figura 5.23 Reservas probables al 1 de enero de 2018, distribuidas por activo en la Subdirección de Producción Bloques Sur. 98