El área geográfica de la Región Sur abarca 921,489 kilómetros cuadrados, comprendiendo la totalidad de los estados de Tabasco, Campeche, Yucatán, Quin- tana Roo y Chiapas; y de manera parcial los estados de Veracruz, Oaxaca, Puebla, Michoacán y Guerrero,
así como una porción marina frente a las costas de los estados de Guerrero, Oaxaca y Chiapas. Al Norte colinda con la Región Marina Suroeste y la Región Marina Noreste así como con la Región Norte en el paralelo 18 grados; al Sur y Poniente con el Océano Pacífico, figura 5.22. Está conformada por cuatro activos de producción Bellota-Jujo, Cinco Presi- dentes, Macuspana-Muspac y Samaria-Luna, en los cuales están distribuidos los 91 campos asignados que administra la región. El Activo de Producción Macuspana-Muspac posee el mayor número con 31 campos, le sigue Bellota-Jujo con 26 campos, Cinco Presidentes con 19 campos, y finalmente Samaria- Luna con 15 campos.
Una gran parte de los campos de la Región Sur pre- sentan un grado de madurez importante, a pesar de ello el aporte de producción de hidrocarburos de ésta, a nivel total, es de 143.7 millones de barriles de aceite y 503.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, los cuales significaron 253.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que re- presentó con respecto a la producción total, el 17.4, 21.6 y 21.2 por ciento de aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente respectivamente.
Cuadro 5.12 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total
planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce 2014 Total 10,845.9 19.2 1,795.7 5,118.3 17,779.1 Probada 871.8 10.3 110.6 588.1 1,580.9 Probable 3,439.7 5.1 637.6 1,710.8 5,793.2 Posible 6,534.4 3.9 1,047.5 2,819.3 10,405.1 2015 Total 8,562.9 21.6 1,581.1 4,745.7 14,911.3 Probada 860.6 12.6 98.7 548.2 1,520.2 Probable 3,186.9 5.2 584.7 1,596.3 5,373.0 Posible 4,515.4 3.8 897.7 2,601.2 8,018.1 2016 Total 4,308.4 23.7 694.7 2,066.9 7,093.6 Probada 736.1 13.7 77.4 404.3 1,231.5 Probable 1,842.8 5.6 323.8 864.2 3,036.4 Posible 1,729.5 4.4 293.5 798.3 2,825.7
5.4.1. Evolución de los volúmenes originales
El volumen original probado de aceite de la región se estimó en 33,560.3 millones de barriles de aceite, representando un decremento del 7.5 por ciento res- pecto al año anterior, derivado principalmente de los campos que ya no fueron asignados a Pemex para su explotación. Los activos de producción en los que se concentra la mayor parte del volumen son Samaria- Luna y Bellota-Jujo, que juntos contabilizan 23,067.9 millones de barriles de aceite, es decir el 68.7 por ciento del volumen original probado de la región, de los cuales 11,581.5 millones de barriles de aceite corresponden a Samaria-Luna y 11,486.3 millones de barriles de aceite a Bellota-Jujo. En comparación a lo establecido al 1 de enero de 2015, el Activo de Producción Samaria-Luna presentó un decremento de 0.31 por ciento, es decir, 35.7 millones de barriles de aceite menos, mientras que para el Activo de Pro- ducción Bellota-Jujo se tuvo una variación de 404.2 millones de barriles de aceite, lo que representa el 3.4
por ciento. El resto del volumen original se encuentra distribuido en los activos de producción Cinco Presi- dentes y Macuspana-Muspac, que juntos concentran 31.3 por ciento, es decir, 10,492.4 millones de barriles, de los cuales 5,141.8 millones corresponde al Activo de Producción Cinco Presidentes y 5,350.5 millones de ba- rriles al Activo de Producción Macuspana-Muspac.
Con respecto al volumen original probable de aceite, la Región Sur alcanzó 1,334.7 millones de barriles, que representa el 4.3 por ciento del total asignado a Pemex. De acuerdo al ejercicio anterior 2015, se tuvo un decremento de 35.1 por ciento como re- sultado de las actividades de desarrollo y revisión. El 77.0 por ciento del volumen original probable se concentra en los activos de producción Bellota-Jujo y Samaria-Luna, es decir, 1,028.2 millones de barriles de aceite. El 23.0 por ciento se encuentra distribuido en los campos de los activos de producción Cinco Presidentes y Macuspana-Muspac, cuya adición es de 306.6 millones de barriles.
Figura 5.22 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero, Oaxaca, Ve- racruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.
Sonora Chihuahua Coahuila Durango Oaxaca Jalisco Chiapas Sinaloa Zacatecas Tamaulipas Guerrero Michoacán Campeche Yucatán Puebla Nayarit Veracruz Nuevo León Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana Roo México Tabasco Hidalgo GuanajuatoQuerétaro Colima Morelos DF Tlaxcala Aguascalientes Región Sur 0 500 Km Golfo de México Océano Pacífico
Al igual que para la categoría probable, con respecto al 2015, el volumen original posible de aceite sufrió una variación negativa de 135.0 millones de barriles, esto significó una disminución del 5.9 por ciento. Por lo tanto, los valores del volumen original de aceite posible al 1 de enero de 2016 se encuentran en 2,152.6 millones de barriles, que representa el 8.1 por ciento del volumen asignado a Pemex. El 69.6 por ciento del total de la región se ubica en el Activo de Producción Samaria-Luna, que cuenta con 1,499.0 millones de barriles.
En referencia al gas natural, la Región Sur posee 34.3 por ciento del total del volu- men original probado asignado a Pemex,
plasmando este porcentaje en cifras, se cuenta con 64,835.6 miles de millones de pies cúbicos. El 68.6 por ciento del volumen original de gas probado se encuentra en los activos de producción Macuspana- Muspac y Samaria-Luna, cuya suma es equivalente a 44,462.6 miles de millones de pies cúbicos. El 31.4 por ciento restante a nivel regional están distribuidos en los activos de producción Bellota-Jujo y Cinco Pre- sidentes, cuya adición son 20,373.0 miles de millones de pies cúbicos.
Con respecto a la categoría probable, se tiene una disminución de 30.1 por ciento a lo estimado en el ejercicio anterior. Al 1 de enero de 2016, se calculó un volumen original probable de gas natural de 1,901.2 miles de millones de pies cúbicos. Los activos de pro- ducción Bellota-Jujo y Macuspana-Muspac reportan el 77.1 por ciento del volumen original probable de la región y los activos de producción Samaria-Luna y Cinco Presidentes el 22.9 por ciento restante.
La Región Sur, cuenta con 4,172.2 miles de millones de pies cúbicos de volumen original posibles de gas natural, lo que representó 4.3 por ciento menos con respecto al ejercicio 2015. Los activos de producción Macuspana-Muspac y Samaria-Luna en conjunto
concentran 86.6 por ciento del volumen original posible de la región. El 13.4 por ciento adicional se concentra en los activos de producción Bellota-Jujo y Cinco Presidentes.
El cuadro 5.13 ilustra el comportamiento de los vo- lúmenes originales de aceite y gas natural para el periodo 2013-2015 en sus diferentes categorías.
Aceite crudo y gas natural
Al 1 de enero de 2016, el volumen original de aceite total 3P, es decir, la suma de las categorías probada, probable y posible totaliza 37,047.5 millones de ba- rriles, presentando una reducción de 8.8 por ciento en comparación con el año 2015. La disminución del volumen original es el resultado principalmente de la desincorporación de los campos no asignados con 3,547.0 millones de barriles de aceite. En el rubro de revisiones, sólo se tiene la desincorporación de 42.8 millones de barriles de volumen de aceite. Los campos que por revisiones sufrieron cambios son San Ramón, que de acuerdo a una reinterpretación del modelo geológico del campo no se observa oportunidad comercial de producir hidrocarburos en el bloque adyacente, teniendo una reducción de
Cuadro 5.13 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú- menes originales en la Región Sur.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural
mmb mmmpc 2014 Total 40,717.7 78,517.8 Probado 35,954.8 69,318.1 Probable 2,392.5 3,120.5 Posible 2,370.4 6,079.2 2015 Total 40,637.3 76,932.3 Probado 36,292.9 69,849.1 Probable 2,056.9 2,721.7 Posible 2,287.5 4,361.5 2016 Total 37,047.5 70,909.0 Probado 33,560.3 64,835.6 Probable 1,334.7 1,901.2 Posible 2,152.6 4,172.2
50.1 millones de barriles de aceite. Para el campo Sini se desincorporaron 19.1 millones de barriles por los resultados no comerciales en el yacimiento Cretácico Superior y Cretácico Medio debido a su baja productividad. En el campo Artesa se tuvo un decremento de 15.9 millones de barriles por ajuste del modelo estático y dinámico del campo, reduciendo el área del campo por los resultados no favorables de la perforación del pozo Artesa-401. No obstante, se tuvo un incremento en los volúmenes originales en los campos de Rabasa y Shishito que compensaron las diferencias negativas. Para el caso de Rabasa el incremento fue de 29.1 millones de barriles de aceite por la incorporación de la arena AM-50. Los resultados exitosos en la perforación de los pozos Shishito-41 y Shishito-91, los cuales descubrieron una arena más profunda del paquete Z4-8 dieron pauta para tener un incremento del volumen original de 23.0 millones de barriles de aceite.
El volumen original total o 3P de gas natural de la región, tuvo un decremento de 6,023.3 miles de millones de pies cúbicos, es decir 7.8 por ciento con respecto a lo que se tenía reportado para el ejercicio 2015. El volumen total o 3P de gas al 1 de enero de 2016 alcanzó 70,909.0 miles de millones de pies cúbicos. La principal reducción fue originada por los campos no asignados a Pemex y esta alcanzó una desincorporación de 6,074.9 miles de millones de pies cúbicos; mientras que las revisiones tuvieron un ligero incremento de 51.6 miles de millones de pies cúbicos. De acuerdo al rubro de revisiones, los campos que mostraron incremento del volumen de gas son: Rabasa, Tiumut y Narváez, siendo los dos primeros pertenecientes al Activo de Producción Cinco Presidentes y Narváez al Activo de Producción Macuspana-Muspac. Rabasa representa el mayor incremento, siendo éste de 70.4 miles de millones de pies cúbicos resultado de la incorporación de la arena AM-50 en el área principal del campo. En el campo Tiumut se realizó un ajuste del comportamiento de la relación gas aceite, generando un incremento de 33.3 miles de millones de pies cúbicos y en el campo
Narváez se realizó una reinterpretación del volumen original de la Arena-43 a través de balance de mate- ria, arrojando un volumen adicional de 22.0 miles de millones de pies cúbicos.
Respecto al volumen original de aceite probado al 1 de enero de 2016, éste alcanzó 33,560.3 millones de barriles de aceite, presentando un decremento de 2,732.6 millones de barriles, con relación al año anterior. La causa principal de esta variación fue de desincorporación de campos no asignados a Pemex y por revisiones. Una pérdida de 2,775.7 millones de barriles fue originada por campos no asignados, mientras que se tuvo incremento de 43.0 millones de barriles por el concepto de revisión de campo. Este incremento se originó principalmente en los campo Arroyo Prieto, Artesa, Shishito y Rabasa, donde las variaciones positivas fueron 3.9, 10.7, 12.7 y 37.1 millones de barriles de aceite respectivamente. En Arroyo Prieto se tuvo un incremento por revisión de áreas del campo. En Artesa se incrementó el volumen probado por la reclasificación de probable a probado con base en los resultados exitosos obtenidos con la perforación de 15 pozos en las arenas del terciario y la actualización del estudio del modelo geológico. Los resultados satisfactorios de los pozos Shishito-41 y Shishito-91, los cuales resultaron productores en una arena de mayor profundidad en el paquete Z4-8 y en un área que no se había alcanzado con ningún pozo anterior, propició que se tuviera un incremento del volumen original. En Rabasa se actualizó el volu- men original incorporando la arena AM-50 en el área principal del campo así como la reclasificación de volumen posible a probado del Bloque F de acuerdo a la perforación exitosa de los pozos durante el año 2015. Los campos que presentaron decrementos por revisión, fueron Arroyo Zanapa y Sini que juntos redujeron 20.9 millones de barriles de aceite, siendo el campo Sini el que presentó una mayor reducción de 15.2 millones de barriles de aceite por desincorpo- ración del yacimiento cretácico medio y superior por resultados de desarrollo por su baja productividad. El campo Arrollo Zanapa presentó una reducción
de 5.7 millones de barriles por revisión y ajuste del volumen original y el factor de recuperación final del campo.
Con relación al volumen original probado de gas natural, éste alcanzó un valor de 64,835.6 miles de millones de pies cúbicos, que con relación al año pasado presenta un decremento de 5,013.5 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, equivalente a un 7.2 por ciento. De tal forma que por el concepto de campos no asignados se desincorporaron 5,162.6 miles de millones de pies cúbicos; mientras que por el concepto de revisiones se incorporaron 149.1 miles de millones de pies cúbicos, atenuando un poco las variaciones de gas con respecto al año 2015. Estos incrementos por revisión se debe principalmente a los campos Rabasa con 75.7 miles de millones de pies cúbicos, Arroyo Prieto con 39.3 miles de millones de pies cúbicos, Narváez con 22.0 miles de millones de pies cúbicos, principalmente. Dichos incrementos son ocasionados por los mismos efectos ya mencionado anteriormente para cada uno de los campos.
Al 1 de enero de 2016, con respecto al volumen original de aceite probable, éste cuantifica 1,334.7 millones de barriles, presentándose un decremento de 722.1 millones de barriles, lo que representa el 35.1 por ciento con respecto al reportado al 1 de enero de 2015. Este decremento, se debe a los rubros de revi- siones y campos no asignados, con un decremento de 17.0 y 705.2 millones de barriles de aceite. De acuerdo a las revisiones realizadas, se observó que los campos con mayores variaciones fueron Artesa, Agave y Sini, cuyos decrementos fueron de 14.7, 3.5 y 3.9 millones de barriles respectivamente. Para el caso de Artesa el decremento se originó por la re- clasificación de categoría probable a probado por los resultados exitosos obtenidos con la terminación de 15 pozos en las arenas del terciario y a la actualización del modelo geológico. Para el caso del campo Agave se ajustó el volumen original por el comportamiento de producción de los pozos productores en el Cre- tácico Superior, específicamente en el Bloque-III, los
cuales han presentado una productividad menor a la esperada. Con respecto a Sini, su disminución fue originada por la desincorporación del yacimiento Cretácico Medio y Superior debido a los resultados no satisfactorios de la perforación de los pozos Sini-2, 3 y 5 que presentaron baja permeabilidad, productividad y depresionamiento del yacimiento.
El volumen original probable de gas natural, al 1 de enero de 2016, alcanzó 1,901.2 miles de millones de pies cúbicos, lo que representa el 30.1 por ciento menos respecto al año anterior. Se desincorporaron 780.1 miles de millones de pies cúbicos por los cam- pos no asignados y 40.3 miles de millones de pies cúbicos por revisiones. De acuerdo a la revisión de campos, los que contribuyeron en su mayor parte a este decremento son: Ayocote, Artesa, Sini y Cobo con una disminución de 19.3, 13.0, 9.3 y 8.3 miles de millones de pies cúbicos respectivamente. Para el caso Ayocote se reclasificó volumen original proba- ble a probado por los resultados satisfactorios de los pozos perforados durante 2015. Para Artesa, por la reclasificación en la categoría de probable a probado por los resultados exitosos obtenidos con la perfo- ración y terminación de 15 pozos en las arenas del terciario y a la actualización del modelo geológico. En Sini, los resultados obtenidos de las terminaciones de los pozos 2, 3 y 5 en el yacimiento Cretácico Medio y Superior generaron esta reducción, por último en el campo Cobo, la reclasificación del volumen probable a probada de la Arena 20 B-II en base en los resul- tados exitosos de la terminación del pozo Cobo-20, explicaron dicha variación.
El volumen original de aceite posible de la Región Sur, se estimó en 2,152.6 millones de barriles de aceite, cifra que representa una disminución del 5.9 por ciento con respecto al valor que se documentó en el año 2015. Esta reducción se originó por los conceptos de revisiones y campos no asignados. De acuerdo al concepto de revisión, el mayor decre- mento de volumen se tuvo en el campo San Ramón el cual disminuyó 50.1 millones de barriles originado
por la desincorporación del área adyacente del cam- po debido a los resultados obtenidos de una nueva reinterpretación estática. El campo Artesa contribuyó con el decremento de volumen con 11.9 millones de barriles por la desincorporación del área Este del campo con base en los resultados negativos del pozo Artesa-401. En Rabasa se reclasificó volumen de la categoría posible a probada, disminuyendo 8.1 millones de barriles de aceite, esto originado por las localizaciones perforadas en 2015 del Bloque F que resultaron productoras. Finalmente, en el campo Arrollo Prieto se reclasificó volumen de la categoría posible a probada como resultado de antecedentes de producción en la arena Depósito 2 del campo, teniendo un decremento de 3.9 millones de barriles. El campo que reflejó un incremento en los volúme- nes originales posibles es Shishito con 5.2 millones de barriles, debido a los resultados exitosos de la perforación de los pozos Shishito-91 y 41, los cuales resultaron productores en una arena profunda en el paquete Z4-8 y en un área que no se había alcanzado con ningún pozo productor anterior.
En última instancia, el volumen original del gas en la categoría posible disminuyó 4.3 por ciento con respecto a lo reportado en el ejercicio pasado, ubi- cándose en los 4,172.2 miles de millones de pies cúbicos al 1 de enero de 2016. Los campos que se evaluaron con menor volumen son: Arroyo Prieto con 39.3 miles de millones de pies cúbicos, San Ramón con un decremento de 22.0 miles de millones de pies cúbicos y los campos Artesa y Rabasa con 10.5 y 5.3 miles de millones de pies cúbicos menos respectiva- mente. Las causas que provocaron estas variaciones a la baja, son las mismas explicadas anteriormente para el caso del aceite.
5.4.2 Evolución de las reservas
Las reservas probadas de aceite de la Región Sur al 1 de enero de 2016, se ubican en 1,213.1 millones de barriles y representan el 17.0 por ciento de las
reservas probadas de Pemex. Con respecto al gas, la región alcanzó de 3,753.4 miles de millones de pies cúbicos de reserva probada, aportando el 31.1 por ciento del total de la reserva probada de gas a nivel Pemex. Desglosando las reservas probadas, las probadas desarrolladas de aceite y gas natural representan el 16.0 y 32.8 por ciento del total, respec- tivamente, equivalentes a 813.9 millones de barriles y 2,846.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Por otra parte, las reservas probadas no desa- rrolladas se encuentran en 399.2 millones de barriles de aceite y 907.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, es decir el 19.5 y 26.7 por ciento del total. Los campos con mayor participación para las reservas probadas desarrolladas en la región son el
Figura 5.24 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Sur en los últimos tres años.
Figura 5.23 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Sur en los últimos tres años.
Probada Probable Posible mmb 2014 2015 2016 1,933.0 1,213.1 2,139.4 484.2 250.4 557.9 631.2 368.8 631.2 3,048.4 1,832.3 3,328.4 mmmpc Probada Probable Posible 2014 2015 2016 5,330.5 3,753.4 6,029.6 1,008.0 471.5 1,207.0 1,501.6 879.3 1,515.2 7,840.1 5,104.2 8,751.8
complejo Antonio J. Bermúdez con 228.8 millones de barriles de aceite y 752.7 miles de millones de pies cúbicos de gas y el campo Jujo-Tecominoacán con 123.8 millones de barriles de aceite y 569.9 miles de millones de pies cúbicos de gas.
Las reservas 2P de la Región Sur, al 1 de enero de 2016, son 1,463.5 millones de barriles de aceite y 4,224.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Con respecto a la reserva total 3P de la región, ésta es de 1,832.3 millones de barriles de aceite y 5,104.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.
En las figuras 5.23 y 5.24 se aprecian las variaciones de las reservas de aceite y gas natural durante los últimos tres años. La distribución de estas reservas a nivel 2P y 3P y por activo clasificadas como aceite pesado, ligero y superligero; y para el gas, en térmi- nos de asociado y no asociado se indican en el cuadro 5.14. Cabe aclarar que el gas no asociado incluye el correspondiente a los yacimientos de gas y conden- sado, gas húmedo y gas seco.
Considerando la clasificación del aceite por su densi-