Future Work

Al 1 de enero de 2016, las reservas posibles de petró- leo crudo equivalente de Pemex ascienden a 6,138.9 millones de barriles. La Región Norte contiene 46.0 por ciento del total de estas reservas, la Región Ma- rina Noreste posee 25.2 por ciento, la Región Marina Suroeste aporta 19.4 por ciento y la Región Sur 9.4 por ciento. Las reservas posibles de petróleo crudo equivalente están conformadas por 72.1 por ciento de aceite crudo, 19.2 por ciento de gas seco equivalente a líquido, 8.2 por ciento de líquidos de planta y 0.5 por ciento de condensado. Su distribución regional y por tipo de fluido se muestra en el cuadro 3.12.

Las reservas remanentes posibles de aceite crudo y gas natural ascienden a 4,425.7 millones de barriles

y 8,197.8 miles de millones de pies cúbicos. Las re- giones Norte y Marina Noreste son las que contienen mayor porcentaje de aceite crudo con 39.1 y 32.4 por ciento, respectivamente. En términos de gas natural, la Región Norte es la de mayor proporción con 63.3 por ciento. Asimismo, para las reservas posibles de gas entregado en planta de 7,264.7 miles de millones de pies cúbicos, la Región Norte contiene el volumen más alto al contabilizar 65.5 por ciento. Lo mismo ocu- rre para las reservas posibles de gas seco de 6,132.5 miles de millones de pies cúbicos, la Región Norte integra 67.7 por ciento, como se observa también en el cuadro 3.12.

En función de su densidad las reservas posibles de aceite crudo al 1 de enero de 2016 contribuyen con 54.8 por ciento de aceite pesado, 28.2 por ciento de

Cuadro 3.12 Distribución histórica de las reservas posibles por fluido y región.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas entregado Gas seco

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2013 Total 12,286.5 41.5 1,745.5 4,282.3 18,355.8 28,327.1 26,199.6 22,272.0 Marina Noreste 3,016.7 13.7 33.2 73.7 3,137.2 653.9 467.1 383.3 Marina Suroeste 1,492.1 17.1 477.0 1,079.1 3,065.2 7,582.5 6,834.8 5,612.1 Norte 7,189.4 5.5 1,113.5 2,924.2 11,232.6 18,643.7 17,514.8 15,208.6 Sur 588.3 5.3 121.9 205.4 920.8 1,447.0 1,383.0 1,068.1 2014 Total 11,715.4 45.6 1,508.6 4,073.2 17,342.7 26,400.7 24,398.9 21,184.2 Marina Noreste 3,173.3 12.2 34.2 75.9 3,295.6 683.7 476.3 394.8 Marina Suroeste 1,376.5 24.9 298.0 958.5 2,657.9 6,485.1 5,659.5 4,985.2 Norte 6,534.4 3.9 1,047.5 2,819.3 10,405.1 17,716.7 16,825.9 14,663.1 Sur 631.2 4.6 129.0 219.4 984.1 1,515.2 1,437.2 1,141.1 2015 Total 9,349.7 60.6 1,183.5 3,827.6 14,421.3 24,283.0 22,472.4 19,906.9 Marina Noreste 3,057.3 8.3 27.9 64.2 3,157.6 585.4 404.1 333.8 Marina Suroeste 1,145.8 43.3 132.3 943.3 2,264.7 5,858.7 5,222.9 4,905.9 Norte 4,515.4 3.8 897.7 2,601.2 8,018.1 16,337.3 15,432.0 13,528.5 Sur 631.2 5.2 125.6 219.0 981.0 1,501.6 1,413.4 1,138.8 2016 Total 4,425.7 30.7 503.2 1,179.1 6,138.9 8,197.8 7,264.7 6,132.5 Marina Noreste 1,433.3 9.5 34.1 70.8 1,547.6 571.7 453.8 368.2 Marina Suroeste 894.2 14.8 98.3 182.4 1,189.7 1,554.9 1,200.0 948.7 Norte 1,729.5 4.4 293.5 798.3 2,825.7 5,191.9 4,759.2 4,151.9 Sur 368.8 2.0 77.4 127.6 575.8 879.3 851.8 663.7

aceite ligero, y 17.0 por ciento de aceite superligero, como se muestra en el cuadro 3.13. Las mayores reservas posibles de aceite pesado se encuentran distribuidas en las regiones Marina Noreste y Norte

con 58.7 y 28.8 por ciento, respectivamente. El acei- te ligero en mayor parte se encuentra en la Región Norte con 61.7 por ciento de Pemex y para el aceite superligero los volúmenes están distribuidos en las

Cuadro 3.13 Clasificación de las reservas posibles de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

G y C* Gas húmedo Gas seco Total

Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc 2013 Total 5,456.8 4,969.6 1,860.1 19,898.6 3,561.8 2,975.1 1,891.6 8,428.5 Marina Noreste 3,016.7 0.0 0.0 611.8 0.0 0.0 42.1 42.1 Marina Suroeste 366.0 526.8 599.3 902.7 3,078.1 2,346.2 1,255.4 6,679.8 Norte 1,950.4 4,338.5 900.5 17,444.0 65.6 625.5 508.6 1,199.8 Sur 123.7 104.3 360.3 940.1 418.1 3.4 85.4 506.9 2014 Total 5,636.3 4,190.6 1,888.5 18,561.5 2,419.3 3,444.1 1,975.8 7,839.2 Marina Noreste 3,173.3 0.0 0.0 641.8 0.0 0.0 41.9 41.9 Marina Suroeste 347.4 605.6 423.5 1,212.9 1,916.7 2,121.1 1,234.5 5,272.2 Norte 1,998.8 3,412.7 1,122.9 15,696.3 99.3 1,308.1 612.9 2,020.4 Sur 116.8 172.3 342.1 1,010.5 403.4 14.9 86.5 504.7 2015 Total 4,577.0 3,414.1 1,358.5 16,002.9 2,595.9 3,254.6 2,429.6 8,280.1 Marina Noreste 3,057.3 0.0 0.0 543.5 0.0 0.0 41.9 41.9 Marina Suroeste 353.3 571.7 220.8 977.9 986.2 2,659.4 1,235.2 4,880.8 Norte 1,041.5 2,705.8 768.1 13,481.5 1,200.9 583.9 1,070.9 2,855.7 Sur 124.9 136.7 369.7 1,000.0 408.8 11.3 81.6 501.7 2016 Total 2,424.6 1,249.4 751.8 6,481.2 1,208.4 405.8 102.4 1,716.6 Marina Noreste 1,423.0 10.3 0.0 571.7 0.0 0.0 0.0 0.0 Marina Suroeste 221.2 403.2 269.8 737.7 817.2 0.0 0.0 817.2 Norte 698.0 771.4 260.1 4,665.9 33.3 405.8 86.9 526.0 Sur 82.4 64.5 221.9 505.8 357.9 0.0 15.6 373.5

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Figura 3.9 Evolución de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente.

mmmbpce

Adiciones Desarrollos No asignados 2016

2015 2014 2013 Revisiones 0.3 -0.9 -2.3 18.4 -5.3 6.1 14.4 17.3

regiones Marina Suroeste con 35.9 por ciento, Norte con 34.6 por ciento y Sur con 29.5 por ciento.

Con respecto a las reservas posibles de gas asociado, estas representan el 79.1 por ciento del total de Pemex y las reservas posibles de gas no asociado 20.9 por ciento. El 72.0 por ciento de las reservas posibles de gas asociado se encuentran en la Región Norte, mientras que las reservas posibles de gas no asociado se ubican en yacimientos de gas y condensado en la Región Marina Suroeste que aporta 47.6 por ciento del total. La clasificación de las reservas posibles de gas natural se presenta en el cuadro 3.13.

La evolución histórica de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente durante los tres últimos años y los rubros que generan la variación de estas se presentan en la figura 3.9.

La disminución de reservas en la categoría posible al 1 de enero de 2016 con respecto al año anterior, se entiende como se ha venido explicando, paridad, precio de venta de los hidrocarburos, además de las revisiones y el modesto resultado por descubri- mientos y desarrollo, efectos que representan una disminución absoluta de 57.4 por ciento en petróleo crudo equivalente.

Los resultados de la actividad exploratoria durante 2015 permitieron alcanzar una incorporación de reser- vas totales o 3P de 651.3 millones de barriles de petró- leo crudo equivalente. Esta incorporación se concentró totalmente en la porción marina, específicamente en aguas someras de la Región Marina Suroeste.

Las reservas descubiertas permitirán documentar proyectos que coadyuven a incrementar la produc- ción de crudo y gas natural establecida en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos.

La evaluación de los volúmenes y reservas originales de hidrocarburos descubiertos, fueron estimadas en estricto apego a los lineamientos del Petroleum Re- sources Management System (PRMS), publicado de manera conjunta por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geolo- gists (AAPG), el World Petroleum Council (WPC) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Durante el año 2015, las actividades exploratorias que condujeron a la incorporación de 651.3 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, consistieron en la perforación y terminación de 6 pozos explora- torios y la adquisición de 645.2 kilómetros de sísmica 2D y 485.0 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

Los resultados obtenidos de todas estas activida- des exploratorias son analizados en este capítulo. Se presentan los principales aspectos técnicos de los descubrimientos del año 2015, se describen las características de los yacimientos, se muestran los aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de in- geniería de yacimientos más relevantes. Asimismo, se discuten las estadísticas de incorporación de reservas por región, cuenca, tipo de yacimiento y tipo hidro- carburo. Al final del capítulo, se resume la evolución de la incorporación de reservas por exploración en los últimos años.