La reserva probada de aceite de la Región Marina Noreste, al 1 de enero de 2016, de los campos que le fueron asignados a Pemex durante la Ronda Cero es 3,974.0 millones de barriles que representan 55.6 por ciento del total de Pemex. Para el gas natural se tienen 2,378.3 miles de millones de pies cúbicos que representan el 19.7 por ciento de la reserva probada de gas de Pemex. Las figuras 5.2 y 5.3 muestran la variación en las reservas remanentes de aceite crudo y gas natural durante los últimos tres años.
Si se emplea la calidad del crudo para clasificar la reservas probadas de aceite de la región se constituye de la siguiente manera, 3,908.0 millones de barriles de aceite pesado equivalentes a 98.3 por ciento de la reserva y para aceite ligero se tienen 65.9 millones de barriles con el 1.7 por ciento; en lo referente al gas
natural, la totalidad de la reserva probada correspon- de a gas asociado 2,378.3 miles de millones de pies cúbicos de gas asociado.
Con relación a las reservas probables y posibles, para el aceite se totalizan 1,999.9 y 1,433.3 millones de barriles, 41.7 y 32.4 por ciento del total asignado a Pemex, así mismo, en el gas natural se determinaron 668.3 y 571.7 miles de millones de pies cúbicos, 8.3 y 7.0 por ciento del volumen de Pemex.
A partir de los valores que se han descrito, el valor de la reserva 2P es de 5,973.9 millones de barriles de aceite y 3,046.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, equivalentes al 50.0 y 15.1 por ciento del total de Pemex para cada producto, de manera similar, en la categoría 3P las reservas regionales al- canzan 7,407.2 millones de barriles y 3,618.3 miles de millones de pies cúbicos de gas, significando el 45.3 y 12.8 por ciento, respectivamente del total asignado a Pemex. El cuadro 5.2 muestra la composición de las reservas por categoría a nivel activo de producción.
Al cierre del presente ejercicio, para las reservas pro- badas desarrolladas y no desarrolladas de la región se contabilizaron 3,284.6 y 689.3 millones de barriles, respectivamente. Mientras que para el gas natural se tienen 2,142.4 y 235.9 miles de millones de pies cúbi- cos, para cada una de las categorías señaladas.
Aceite crudo y gas natural
La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2016, en la Región Marina Noreste se determinó en 3,974.0 millones de barriles; el Activo de Producción Ku- Maloob-Zaap aloja el mayor volumen de reserva con 2,963.7 millones de barriles, equivalentes a 74.6 por ciento regional, en tanto el Activo de Producción Cantarell registra 1,010.3 millones de barriles, que representa 25.4 por ciento.
Si se consideran solamente los campos que fueron asignados a Pemex, a nivel regional la reserva pro- bada tuvo una disminución de 757.3 millones de barriles, los campos que tuvieron la reducción mayor son Akal y Sihil, en ambos casos es consecuencia de revisiones al comportamiento dinámico, el cual mostró una reducción de la reserva probada de estos campo. Los campos con el mayor volumen de reserva son Maloob, Zaap y Akal, la suma alcanza 2,919.1 millones de barriles, equivalentes a 73.5 por ciento del total regional.
El comportamiento de la reserva probada de gas natural se describe a continuación, al 1 de enero de 2016 se registró un valor de 2,378.3 miles de millo- nes de pies cúbicos en la categoría probada, lo cual representa un incremento de 519.2 miles de millones de pies cúbicos respecto al ejercicio previo, a dife-
Probada Probable Posible mmb 2014 2015 2016 5,476.9 5,475.3 3,974.0 2,690.3 2,226.6 1,999.9 3,173.3 3,057.3 1,433.3 11,340.5 10,759.2 7,407.2
Figura 5.2 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma- rina Noreste en los últimos tres años.
mmmpc Probada Probable Posible 2014 2015 2016 2,710.0 2,581.6 2,378.3 884.4 683.6 668.3 683.7 585.4 571.7 4,278.0 3,850.6 3,618.3
Figura 5.3 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Noreste en los últimos tres años.
rencia del aceite en este producto el incremento se origina por nuevas estimaciones del volumen de gas del casquete secundario que se recuperará de los campos Akal, Maloob y Zaap. Regionalmente, el ac- tivo de producción con mayor reserva de gas natural es Ku-Maloob-Zaap con 1,655.1 miles de millones de pies cúbicos de gas el 69.6 por ciento, mientras que en Cantarell se localizan 723.2 miles de millones de pies cúbicos, el 30.4 por ciento restante.
Al 1 de enero de 2016, la reserva probable de aceite de la Región Marina Noreste asciende a 1,999.9 millones de barriles, ésta reportó un incremento neto de 120.5 millones de barriles, equivalentes a 6.4 por ciento más que lo registrado en el año anterior, el campo con mayor incremento en esta categoría es Akal, debido a la recategorización de pozos que tienen un beneficio asociado al proceso de doble desplazamiento.
La reserva probable de gas natural de la Región Ma- rina Noreste al 1 de enero de 2016, asciende a 668.3 miles de millones de pies cúbicos de gas, y muestra un comportamiento similar al aceite, es decir, aumenta en 29.2 miles de pies cúbicos respecto a la evaluación del año anterior, siendo nuevamente Akal el campo con mayor aumento en su reserva con 43.9 miles de millones de pies cúbicos.
El Activo de Producción Cantarell cuenta con el ma- yor volumen de reserva probable con 514.5 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que en Ku-Maloob-Zaap se contabilizaron 153.7 miles de millones de pies cúbicos, lo que porcentualmente se refleja en 77.0 y 23.0 por ciento, respectivamente.
En la categoría posible, la reserva de aceite se redujo en 510.0 millones de barriles debido al ajuste en la reserva del campo Akal, a consecuencia de la revisión del pronóstico de producción asociado al proceso de recuperación mejorada que se plantea realizar en este campo, Akal presenta la variación más significativa de los campos de la región, el resto de los campos no tuvieron variaciones significativas en sus reservas. Del total regional, el Activo de Producción Cantarell registra el 61.8 por ciento, mientras que Ku-Maloob- Zaap aporta el 38.2 por ciento. Así la Región Marina Noreste reporta al 1 de enero de 2016, una reserva posible de 1,433.3 millones de barriles de aceite.
La reserva posible de gas natural aumentó en 54.8 mi- les de millones de pies cúbicos, debido al incremento en el volumen de gas que se plantea recuperar por explotación del casquete en los campos Ku y Maloob. El cuadro 5.3 se muestran las reservas de gas natural por activo de producción, con cierre al 1 de enero de
Cuadro 5.2 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Noreste.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc 1P 3,908.0 65.9 0.0 2,378.3 0.0 Cantarell 944.3 65.9 0.0 723.2 0.0 Ku-Maloob-Zaap 2,963.7 0.0 0.0 1,655.1 0.0 2P 5,876.9 97.0 0.0 3,046.6 0.0 Cantarell 2,353.8 97.0 0.0 1,237.7 0.0 Ku-Maloob-Zaap 3,523.1 0.0 0.0 1,808.9 0.0 3P 7,299.9 107.3 0.0 3,618.3 0.0 Cantarell 3,229.4 107.3 0.0 1,518.9 0.0 Ku-Maloob-Zaap 4,070.6 0.0 0.0 2,099.4 0.0
2016 en sus categorías probada, probable y posible, así como el gas entregado en planta y el gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada de la Región Marina Noreste expre- sada en petróleo crudo equivalente, asciende a 4,463.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que representan el 46.3 por ciento de la reserva asignada a Pemex en este producto. Se registró una reducción de 757.9 millones de barriles de petróleo crudo equi- valente respecto a lo calculado el año anterior. Los campos con mayores incrementos fueron Maloob y Zaap con 71.1 y 20.6 millones de barriles respecti- vamente, siendo Akal el campo en el que observa el mayor decremento con 753.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En la figura 5.4 se aprecia la distribución de reservas por activo de producción. Ku-Maloob-Zaap representa 74.3 por ciento, en tanto que Cantarell contiene 25.7 por ciento.
La reserva probable de petróleo crudo equivalente a nivel regional, registró un aumento de 121.9 millones de barriles, consecuencia del incremento en el benefi- cio esperado con relación al proceso de doble despla- zamiento en el campo Akal, el volumen regional de la reserva probable es de 2,131.2 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, esto es el 33.0 por ciento del total de Pemex. La distribución de reservas por acti- vo de producción se muestra en la figura 5.5, Cantarell registra el 72.2 por ciento de la región, mientras que Ku-Maloob-Zaap aloja el 27.8 por ciento restante.
La reserva posible en la región se estimó en 1,547.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que representan el 25.2 por ciento del total asignado a Pemex. La figura 5.6 muestra los valores de reserva posible de petróleo crudo equivalente por activo de producción, el que administra el mayor volumen de
Cuadro 5.3 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina No reste al 1 de enero de 2016.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco
en planta mmmpc mmmpc mmmpc Probada 2,378.3 1,938.4 1,572.9 Cantarell 723.2 540.4 438.5 Ku-Maloob-Zaap 1,655.1 1,398.0 1,134.4 Probable 668.3 515.8 418.5 Cantarell 514.5 385.5 312.8 Ku-Maloob-Zaap 153.7 130.3 105.7 Posible 571.7 453.8 368.2 Cantarell 281.2 208.4 169.1 Ku-Maloob-Zaap 290.5 245.4 199.1 mmbpce Cantarell Ku-Maloob- Zaap Total 3,315.6 4,463.8 1,148.2
Figura 5.4 Reservas probadas al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
reserva es Cantarell con 60.6 por ciento, mientras que Ku-Maloob-Zaap concentra 39.4 por ciento res- tante; propiamente el volumen de reserva se redujo en 478.9 millones de barriles, siendo Akal el campo con una disminución mayor, el resto de los campos no muestran diferencias significativas. La reserva 3P regional se ubica en 8,142.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 36.6 por ciento del total asignado a Pemex. La figura 5.7 presenta la composición regional de la reserva 3P.
Relación reserva-producción
A fin de calcular la relación reserva probada-produc- ción en la Región Marina Noreste, se supone que se
producirá un volumen igual al del año 2015, esto es 451.8 millones de barriles de petróleo crudo equi- valente, con este dato y la reserva probada regional de 4,463.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se calcula una relación de 9.9 años para la reserva probada, considerando el mismo valor de producción anual y los valores de reserva probada más probable (2P) y los de la probada más probable más posible (3P), se calculan las siguientes relaciones, 14.6 años para la reserva 2P y 18.0 años para la 3P.
Si se efectúa el mismo cálculo a nivel activo de producción, Ku-Maloob-Zaap produjo durante 2015, 340.3 millones de barriles de petróleo crudo equiva- lente, con este dato se calcula una relación reserva
mmbpce
Cantarell Ku-Maloob-
Zaap Total
592.0 2,131.2
1,539.2
Figura 5.5 Reservas probables al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste. mmbpce Cantarell Ku-Maloob- Zaap Total 938.6 1,547.6 609.1
Figura 5.6 Reservas posibles al 1 de enero de 2016, dis tribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
Figura 5.7 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.
228.2 73.9 270.8 132.6 546.6 470.7 253.6 103.4 513.9 0.0 -1,203.7 88.8 -451.8 12,490.5 12,211.4 11,531.9 Desarrollos mmbpce
Adiciones Revisiones Producción No asignados
11,540.5 11,340.5 10,759.2 2014 218.3 Líquidos de planta Condensado Gas seco equivalente Aceite 63.5 453.7 -1,822.5 8,142.7 7,407.2 2016 2015 2013
probada-producción de 9.7 años; mientras que para Cantarell la relación resulta de 10.3 años, empleando el volumen producido durante 2015 de 111.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
En el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, la re- lación reserva 2P-producción resulta en 11.5 años, mientras que para la reserva 3P la relación es de 13.3 años. Para el Activo de Producción Cantarell se obtuvo una relación reserva 2P-producción de 24.1 años y para la reserva 3P la relación reserva-producción se eleva a 32.5 años.
Es importante hacer la mención que durante al año 2015, el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap fue el productor de aceite más importante de Pemex con 932.4 miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios.
Reservas por tipo de fluido
El comportamiento de las reservas en la Región Mari- na Noreste, con base en el tipo de fluido se presenta en el cuadro 5.4, desde el 1 de enero de 2014 y hasta el ejercicio actual del 1 de enero de 2016. Se observa
que la reserva probada de 4,463.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se conforma en 89.0 por ciento de aceite crudo, 0.9 por ciento de conden- sado, 3.3 por ciento de líquidos de planta y 6.8 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
Para el caso de la reserva probable, el volumen de 2,131.2 millones de barriles de petróleo crudo equi- valente, está constituido de la manera siguiente: 93.8 por ciento de aceite crudo, 0.6 por ciento de conden- sado, 1.8 por ciento de líquidos de planta y 3.8 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente en la región asciende a 1,547.6 millones de barriles y está distribuida en 92.6 por ciento de aceite crudo, 0.6 por ciento de condensado, 2.2 por ciento de líquidos de planta y 4.6 por ciento de gas seco equivalente a líquido.