las reservas de hcs de mexico 2011

2011
LAS RESERVAS DE
HIDROCARBUROS
DE MEXICO
1 DE ENERO DE 2011

 2011 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.

1 Introducción 1
2 Definiciones básicas 3
2.1 Volumen original de hidrocarburos 3
2.2 Recursos petroleros 5
2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 5
2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 5
2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 5
2.2.2 Recursos prospectivos 6
2.2.3 Recursos contingentes 6
2.3 Reservas 6
2.3.1 Reservas probadas 7
2.3.1.1 Reservas desarrolladas 8
2.3.1.2 Reservas no desarrolladas 8
2.3.2 Reservas no probadas 9
2.3.2.1 Reservas probables 9
2.3.2.2 Reservas posibles 10
2.4 Petróleo crudo equivalente 10
3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 13
3.1 Precio de los hidrocarburos 13
3.2 Petróleo crudo equivalente 14
3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 15
3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 16
3.3 Reservas remanentes totales 18
3.3.1 Reservas remanentes probadas 20
3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas 23
3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 26
3.3.2 Reservas probables 28
3.3.3 Reservas posibles 30
4 Descubrimientos 33
4.1 Resultados obtenidos 35
4.2 Descubrimientos marinos 36
4.3 Descubrimientos terrestres 44
4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos 55
5 Distribución de las reservas de hidrocarburos 59
Página
Contenido
iii

Contenido
5.1 Región Marina Noreste 59
5.1.1 Evolución de los volúmenes originales 61
5.1.2 Evolución de las reservas 62
5.2 Región Marina Suroeste 68
5.3 Región Norte 78
5.4 Región Sur 87
Abreviaturas 99
Glosario 101
Anexo estadístico 111
Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 111
Producción de hidrocarburos 112
Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011
Región Marina Noreste 113
Región Marina Suroeste 114
Región Norte 115
Región Sur 116
Página
iv

1
Introducción
11
Como ya es tradición en Pemex Exploración y Produc-
ción, se publica esta décimo tercera edición de Las re-
servas de hidrocarburos de México, Evaluación al 1 de
enero de 2011, es menester señalar que año con año, se
trata de enriquecer este documento el cual representa
uno de los más consultados en forma interna y externa
de Petróleos Mexicanos. En la presente publicación se
hacereferenciaaladescripcióndelosprincipalesdescu-
brimientos,asícomolosvolúmenesoriginalesyreservas
de hidrocarburos de los campos petroleros del país.
A partir del capítulo segundo se hace una descripción
de las principales definiciones utilizadas como volumen
original de hidrocarburos, recursos petroleros, recursos
prospectivos,recursoscontingentesyreservasdehidro-
carburos.Enlaseccióncorrespondientealasreservasde
hidrocarburos se puntualizan los conceptos principales
utilizados para la estimación de reservas en Petróleos
Mexicanos, de acuerdo a los nuevos lineamientos de la
U. S. Securities and Exchange Commission (SEC) para
reservas probadas y a los últimos lineamientos emiti-
dos por el Petroleum Resources Management System
(PRMS), por la Society of Petroleum Engineers (SPE), el
WorldPetroleumCouncil(WPC),laAmericanAssociation
ofPetroleumGeologists(AAPG)ylaSocietyofPetroleum
Evaluation Engineers (SPEE) para reservas probables y
posibles.Seexplicanloscriteriosactualesqueserequie-
ren para que una reserva sea clasificada como probada,
probableoposible.Finalmente,sepresentaelsignificado
del término petróleo crudo equivalente, su uso y valor
en el inventario total de hidrocarburos.
En el tercer capítulo se hace referencia a las variaciones
de las reservas durante 2010, ilustrando su distribución
porregiónconbaseeneltipodehidrocarburo.Encuanto
a las categorías de reservas, se detallan las variaciones
de las reservas probadas desarrolladas, probadas no
desarrolladas, probables y posibles. En términos de la
composicióndeloshidrocarburos,elanálisissemuestra
por tipo de aceite de acuerdo en su densidad, es decir,
ligero, pesado y superligero, y para los yacimientos
de gas dicho análisis se efectúa considerando tanto el
gas asociado como el no asociado. Para este último, se
presenta una distribución adicional en términos de gas
seco, húmedo y gas y condensado.
En el capítulo cuarto se describen los principales des-
cubrimientos realizados durante 2010 tanto en campos
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 yaci-
mientosdescubiertos,indicandosusreservasasociadas
en las diferentes categorías.
Por otro lado, la evolución de los volúmenes y reservas
dehidrocarburosen2010ensusdiferentescategoríasse
presentaenelquintocapítulo,detallandosudistribución
a nivel regional, activo y campo. Adicionalmente, se
explica el origen de estos cambios y su asociación con
descubrimientos,revisiones,desarrolloyproducciónen
el mismo periodo.
Finalmente, es importante señalar que los valores de
reservas de hidrocarburos expresados en el presente
documento corresponden con los valores estimados
por Pemex Exploración y Producción, sin embargo, los
valores oficiales de reservas, con base en los términos
del artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria
del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo,
serán publicados por la Secretaría de Energía previa
opinión de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

3
Definiciones básicas
22
Petróleos Mexicanos utiliza para la actualización anual
de las reservas remanentes de hidrocarburos del país
definiciones y conceptos basados en los lineamientos
establecidos por organizaciones internacionales. En
el caso de las reservas probadas, las definiciones
utilizadas corresponden a las establecidas por la Se-
curities and Exchange Commission (SEC), organismo
estadounidense que regula los mercados de valores y
financieros de ese país, y para las reservas probables
y posibles se emplean las definiciones, denominadas
SPE-PRMS, emitidas por la Society of Petroleum En-
gineers (SPE), la American Association of Petroleum
Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evaluation
Engineers (SPEE) y el World Petroleum Council (WPC),
organizaciones técnicas donde México participa.
El establecimiento de procesos para la evaluación y
clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a
las definiciones empleadas internacionalmente, ga-
rantiza certidumbre y transparencia en los volúmenes
de reservas reportados, así como en los procedimien-
tos empleados para su estimación. Adicionalmente,
la decisión de Petróleos Mexicanos de certificar sus
reservas anualmente por consultores externos reco-
nocidos internacionalmente, incrementa la confianza
en las cifras reportadas.
Las reservas poseen un valor económico asociado a las
inversiones, a los costos de operación y mantenimien-
to, a los pronósticos de producción y a los precios de
venta de los hidrocarburos. Los precios utilizados para
la estimación de reservas son los correspondientes al
promedio aritmético que resulta de considerar aque-
llos vigentes al primer día de cada mes, considerando
los doce meses anteriores, en tanto que los costos de
operación y mantenimiento, en sus componentes fijos
y variables, son los erogados a nivel campo durante un
lapso de doce meses. Esta premisa permite capturar
la estacionalidad 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
para la perforación y terminación de pozos, la reali
zación de reparaciones mayores y la construcción
de infraestructura entre otros elementos. Así, para la
estimación de las reservas se consideran todos estos
elementos para determinar su valor económico. Si éste
es positivo, entonces los volúmenes de hidrocarburos
son comercialmente explotables y, por tanto, se consti-
tuyen en reservas. En caso contrario, estos volúmenes
pueden clasificarse como recursos contingentes. Si un
ligero cambio en el precio de los hidrocarburos, o una
pequeña disminución en sus costos de desarrollo o de
operación y mantenimiento, permite que su valuación
económica sea positiva, entonces estos volúmenes de
recursos podrían incorporarse como reservas.
En el presente capítulo se presentan los criterios para
clasificar las reservas de hidrocarburos, explicándose
las definiciones y conceptos empleados a lo largo
de este documento, enfatizándose sus aspectos re
levantes, además de señalar en todos los casos los
elementos dominantes, además de explicar las im
plicaciones de utilizar dichas definiciones en la es
timación de las reservas.
2.1 Volumen original de hidrocarburos
El volumen original de hidrocarburos se define como
la acumulación que se estima existe inicialmente en

4
un yacimiento. Este volumen se encuentra en equili-
brio, a la temperatura y presión prevalecientes en el
yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas con-
diciones como a condiciones de superficie. De esta
forma, las cifras publicadas en el presente documento
están referidas a estas últimas condiciones.
El volumen en cuestión puede estimarse por procedi-
mientos 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 parámetros
como porosidad, saturación de agua, espesores
netos, entre otros, como funciones de probabilidad
que generan, en consecuencia, una función de pro-
babilidad 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 propie-
dades petrofísicas utilizadas principalmente son la
porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos
y volumen de arcilla, principalmente. Otro elemento
fundamental es la geometría del yacimiento, represen-
tado 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
correspondiente al volumen anterior.
iii. Fluidos del yacimiento identificados así como sus
propiedades respectivas, con el propósito de es-
timar el volumen de hidrocarburos a condiciones
de superficie, denominadas también condiciones
atmosféricas, estándar, base o de superficie.
En el Anexo estadístico de este trabajo se presentan
los volúmenes originales tanto de aceite crudo como
de gas natural a nivel regional y de activo. Las uni-
dades del primero son millones de barriles, y las del
segundo miles de millones de pies cúbicos, todas ellas
referidas a condiciones atmosféricas, denominadas
también condiciones estándar, base o de superficie.
Figura 2.1 Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos (no a escala). Adaptado de Petroleum
Resources Management System, Society of Petroleum Engineers, 2007.
Probada
Probable
Posible
No
recuperable
Incertidumbre
Comercial
Volumen original de hidrocarburos descubierto
No comercial
Volumen original de hidrocarburos
no descubierto
Volumen original de hidrocarburos total in-situ
R
e
s
e
r
v
a
s
P
r
o
d
u
c
c
i
ó
n
R
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c
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s
o
s
C
o
n
t
i
n
g
e
n
t
e
s
No
recuperable
1C 1P
Incremento de la oportunidad de comercialización
2P
3P
2C
3C
Estimación
baja
Estimación
central
Estimación
alta

Las reservas de hidrocarburos de México
5
2.2. Recursos petroleros
Los recursos petroleros son todos los volúmenes
de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el
subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin
embargo, desde el punto de vista de explotación, se
le llama recurso únicamente a la parte potencialmen-
te recuperable de esas cantidades. Dentro de esta
definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada
en principio se le denomina volumen original de
hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto
o no. Asimismo a sus porciones recuperables se les
denomina recursos prospectivos, recursos contingen-
tes o reservas. En particular, el concepto de reservas
constituye una parte de los recursos, es decir, son
acumulaciones conocidas, recuperables y comercial-
mente explotables.
La clasificación de recursos se muestra en la figura 2.1,
incluyendo a las diferentes categorías de reservas. Se
observa que existen estimaciones bajas, centrales y
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,
respectivamente. 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, comercia-
lizada y transformada en un ingreso.
2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total
in-situ
De acuerdo a la figura 2.1, el volumen original de hi-
drocarburos total in-situ es la cuantificación referida
a condiciones de yacimiento de todas las acumula-
ciones 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 volúme-
nes estimados en los yacimientos que podrían ser
descubiertos.
Todas las cantidades que conforman el volumen de
hidrocarburos total in-situ pueden ser recursos po-
tencialmente recuperables, ya que la estimación de la
parte que se espera recuperar depende de la incerti-
dumbre asociada, de circunstancias comerciales, de
la tecnología usada y de la disponibilidad de infor-
mación. Por consiguiente, una porción de aquellas
cantidades clasificadas como no recuperables pueden
transformarse eventualmente en recursos recupe-
rables si, por ejemplo, las condiciones comerciales
cambian, si ocurren nuevos desarrollos tecnológicos,
o si se adquieren datos adicionales.
2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no
descubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
cierta fecha, se encuentra contenida en acumulacio-
nes que todavía no se descubren pero que han sido
inferidas. Al estimado de la porción potencialmente
recuperable del volumen original de hidrocarburos no
descubierto se le denomina recurso prospectivo.
2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos des-
cubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
fecha dada, está contenida en acumulaciones cono-
cidas antes de su producción. El volumen original
descubierto puede clasificarse como comercial y no
comercial. Una acumulación es comercial cuando
existe generación de valor económico como conse-
cuencia de la explotación de sus hidrocarburos. En
la figura 2.1 se observa que la parte recuperable del

6
volumen original de hidrocarburos descubierto, de-
pendiendo de su viabilidad comercial, se le denomina
reserva o recurso contingente.
2.2.2 Recursos prospectivos
Es el volumen de hidrocarburos estimado, a una cierta
fecha, de acumulaciones que todavía no se descu-
bren 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 informa-
ción 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 tie-
nen tanto una oportunidad de descubrimiento como
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.
2.2.3 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 suficiente
mente maduro para su desarrollo comercial, debido
a una o más razones. Los recursos contingentes pue-
den 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.
2.3 Reservas
Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé se-
rán recuperadas comercialmente, mediante la aplica
ción 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 sustenta
das (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 sub-clasificarse en base
a la madurez del proyecto y caracterizadas conforme
a su estado de desarrollo y producción. La certidum-
bre 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 interpreta-
ción. 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 acumula-
ciones conocidas que no satisfagan los requerimientos
Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.
Reservas
no probadas
No desarrolladasDesarrolladas
Producción
acumulada
Reservas
probadas
Reservas
probables
Reservas
posibles
Reservas probadas
originales
Reservas originales
(Recurso económico)

7
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 re-
servas 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 Petróleos Mexicanos son renta-
bles bajo condiciones económicas actuales, en tanto,
una pequeña porción de las posibles es marginal en el
sentido que un ligero incremento en el precio de los
hidrocarburos o una ligera disminución de los costos
de operación, las haría netamente rentables.
2.3.1 Reservas probadas
De acuerdo a la SEC, las reservas probadas de hi
drocarburos son cantidades estimadas de aceite
crudo, gas natural y líquidos del gas natural, las cua-
les, mediante datos de geociencias y de ingeniería,
demuestran con certidumbre razonable que serán
recuperadas comercialmente en años futuros de yaci
mientos conocidos bajo condiciones económicas,
métodos de operación y regulaciones gubernamen-
tales existentes a una fecha específica. Las reservas
probadas se pueden clasificar como desarrolladas o
no desarrolladas.
La determinación de la certidumbre razonable 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 estimacio-
nes volumétricas, relaciones gas-aceite o rendimientos
de líquidos.
Las condiciones económicas y operativas existentes
son los precios, costos de operación, métodos de
producción, técnicas de recuperación, transporte y
arreglos de comercialización. Un cambio anticipado
en las condiciones deberá tener una certidumbre ra-
zonable 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 SEC establece que los precios de venta de aceite
crudo, gas natural y productos del gas natural a uti-
lizarse en la evaluación económica de las reservas
probadas, deben corresponder al promedio aritmético,
considerando los doce meses anteriores, de los precios
respectivos al primer día de cada mes. La justificación
se basa en que este método es requerido por consis-
tencia entre todos los productores a nivel internacional
en sus estimaciones como una medida estandarizada
en los análisis de rentabilidad de proyectos.
En general, las reservas son consideradas probadas si
la productividad comercial del yacimiento está apoya-
da 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 a registros de pozos
y análisis de núcleos, los cuales indican que el yaci-
miento 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 requeri-
miento 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.
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 juzga-
das como comercialmente productoras, de acuerdo

8
a 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 cono-
cida más profunda o la estimación obtenida a partir
de información apoyada en tecnología confiable, la
cual permita definir un nivel más profundo con certi-
dumbre razonable.
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 uno análogo
en cuanto a edad, ambiente de depósito, propiedades
del sistema roca-fluidos y mecanismos de empuje.
O bien cuando tales métodos hayan sido efectiva-
mente 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 produc-
ción y tienen mayor certidumbre que las probables y
posibles. 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. Cabe mencionar y enfatizar, que para ambientes
sedimentarios de clásticos, es decir, depósitos are-
nosos, la aplicación de estas definiciones considera
como prueba de la continuidad de la columna de acei-
te, 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 fa
llamiento en el yacimiento, cada sector o bloque debe
ser evaluado independientemente, considerando la in
formación 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 comer-
cial de acuerdo a 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 asocia-
da a pozos por perforar en la vecindad inmediata.
Adicionalmente, a partir del año 2009 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.
2.3.1.1 Reservas desarrolladas
Son aquellas reservas que se espera sean recupe-
radas de pozos existentes, incluyendo las reservas
detrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la
infraestructura actual mediante actividades adiciona-
les con costos moderados de inversión. En el caso
de las reservas asociadas a procesos de recuperación
secundaria y/o mejorada, serán consideradas desarro-
lladas únicamente cuando la infraestructura requerida
para el proceso esté instalada o cuando los costos re-
queridos para ello sean considerablemente menores,
y la respuesta de producción haya sido la prevista en
la planeación del proyecto correspondiente.
2.3.1.2 Reservas no desarrolladas
Son reservas que se espera serán recuperadas a través
de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se
requiere una inversión relativamente grande para ter-
minar los pozos existentes y/o construir las instalacio-
nes para iniciar la producción y transporte. Lo anterior

9
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 a
un plan de explotación y a un presupuesto aprobado.
Una demora excesivamente larga en el programa de
desarrollo, puede originar dudas acerca de la explo-
tación 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 inme-
diato, 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.
2.3.2 Reservas no probadas
Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a con-
diciones atmosféricas, al extrapolar características y
parámetros del yacimiento más allá de los límites de
certidumbre razonable, o de suponer pronósticos de
aceite y gas con escenarios tanto técnicos como eco-
nómicos que no son los que prevalecen al momento
de la evaluación. En situaciones que no consideren su
desarrollo inmediato, los volúmenes de hidrocarburos
descubiertos comercialmente producibles, pueden
ser clasificados como reservas no probadas.
2.3.2.1 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.
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:
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, es-
timulaciones, cambio de equipo u otros procedi-
mientos mecánicos; cuando tales medidas no han
sido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben un

10
comportamiento similar, y que han sido terminados
en yacimientos análogos.
iii. Reservas incrementales en formaciones produc-
toras, donde una reinterpretación del comporta-
miento o de los datos volumétricos, indica que
existen reservas adicionales a las clasificadas como
probadas.
iv. Reservas adicionales asociadas a pozos interme-
dios, y que pudieran haber sido clasificadas como
probadas si se hubiera autorizado un desarrollo
con un espaciamiento menor, al momento de la
evaluación.
2.3.2.2 Reservas posibles
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya in-
formación geológica y de ingeniería sugiere que es
menos factible su recuperación comercial que las
reservas probables. De acuerdo con esta definición,
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.
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, y las características de
la roca y fluido del yacimiento son tales que existe
duda de que el proyecto se ejecute.
v. Reservas en un área de la formación productora
que parece estar separada del área probada por
fallas geológicas, y donde la interpretación indica
que la zona de estudio se encuentra estructural
mente más baja que el área probada.
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 líqui-
do. 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 com-
plejos 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.
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 trans-
porte 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

11
se le denomina felt. De esta forma, el condensado
se contabiliza directamente como 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 impure-
zas, o fei, y por el encogimiento de licuables en planta,
Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.
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 5.201
millares de pies cúbicos de gas seco por barril de pe-
tróleo crudo. Este valor es el resultado de considerar
equivalentes caloríficos de 5.591 millones de BTU por
barril de aceite crudo y 1,075 BTU por pie cúbico de
gas seco dulce. Por tanto, el factor mencionado es de
192.27 barriles por millón de pies cúbicos, o su inverso
dado por el valor mencionado en principio.
Condensado
frc
Gas
natural
Gas entregado al
complejo procesador
de gas
Líquidos de
planta
Gas
seco
felp
Gas dulce húmedo
Azufre
Aceite
Envío a la
atmósfera
Gas seco
equivalente
a líquido
fegsl
felt
fei
frlp
Endulzadoras Criogénica
Petróleo
crudo
equivalente
feem
Autoconsumo
Compresor

13
Estimación de reservas de hidrocarburos
al 1 de enero de 2011
33
Las estrategias de explotación documentadas en los
proyectos de inversión permiten la ejecución de acti-
vidades como la perforación y reparaciones de pozos,
la implementación de sistemas artificiales de produc-
ción, la aplicación de procesos de recuperación se-
cundaria y mejorada, la optimización de instalaciones
superficiales, entre otras. Estas actividades modifican
el comportamiento de los yacimientos existentes en
cada uno de los campos del país, que aunado a los
resultados de la actividad exploratoria y la produc-
ción de los pozos en explotación, contribuyen a las
variaciones de los volúmenes de hidrocarburos que
asociadas a las inversiones, a los costos de operación
y mantenimiento, así como a los precios de venta de
los hidrocarburos generan la estimación de las reser-
vas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011.
Es importante mencionar que la evaluación y clasifi-
cación de reservas utilizada por Pemex Exploración
y Producción están alineadas con las definiciones de
la Securities and Exchange Commission (SEC) de
Estados Unidos de América en lo referente a la esti-
mación de reservas probadas y para las categorías
de reservas probables y posibles se emplearon los
criterios de la Society of Petroleum Engineers (SPE) y
los del World Petroleum Council (WPC), la American
Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la So-
ciety of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE).
La variación de las reservas de hidrocarburos durante
el año 2010 presentada en este capítulo se puede
explicar, en primera instancia, desde una perspectiva
global, mostrando la distribución de las reservas por
categoría de cada región productiva del país. Asimis-
mo, para cada una de ellas se presenta su evolución
histórica durante los últimos años, así como, su com-
posición por tipo de fluido, calidad del aceite y origen
del gas, es decir si es asociado o no asociado.
Además de las estadísticas de reservas se describen
las trayectorias de los precios de aceite y gas y la
evolución en la eficiencia en el manejo de gas y en la
recuperación de líquidos. Estos aspectos son vitales
para el cálculo del gas que será entregado en plantas,
y en la estimación del petróleo crudo equivalente.
Con respecto al ámbito petrolero internacional en este
capítulo se presenta también la posición de nuestro
país en lo que se refiere a reservas probadas, tanto
de gas seco como para líquidos totales, éstos últi-
mos incluyen aceite crudo, condensado y líquidos
de planta.
3.1 Precio de los hidrocarburos
Los precios de hidrocarburos son un elemento im-
portante en la estimación del valor de las reservas de
hidrocarburos o en la rentabilidad de los proyectos
de inversión asociados a éstas, dado que generan los
ingresos al ser multiplicados por el perfil de produc-
ción. Asimismo, aunados a las inversiones de desa-
rrollo y a los costos de operación y mantenimiento se
determina el límite económico de las propuestas de
explotación en las diferentes categorías de reservas,
es decir, se determina el punto donde se igualan los
ingresos y los egresos.
La evolución histórica de los precios de la mezcla
mexicana de aceite crudo muestra un valor máxi-
mo de aproximadamente 120 dólares por barril a
mediados de 2008, para posteriormente alcanzar su

Estimación al 1 de enero de 2011
14
valor mínimo por alrededor de 33 dólares por barril
a finales del mismo año. De ahí en adelante comenzó
a incrementar su valor hasta llegar a más de los 80
dólares por barril a finales del 2010. Para el caso del
gas húmedo amargo su comportamiento es similar
a la mezcla mexicana de aceite en el 2008 al subir
el precio a 11 dólares por cada mil pies cúbicos y
disminuir rápidamente a menos de 5 dólares. Sin
embargo, en el año 2009 continúo decreciendo hasta
llegar a los 3 dólares por cada mil pies cúbicos, en
el 2010 se ha mantenido relativamente estable con
un valor promedio a los 4 dólares por cada mil pies
cúbicos. La variación de los precios de venta de la
mezcla mexicana de aceite crudo y del gas húmedo
amargo durante los tres últimos años se muestra en
la figura 3.1.
3.2 Petróleo crudo equivalente
El petróleo crudo equivalente se compone de aceite
crudo, condensados, líquidos de planta, y el gas seco
transformado a líquido. Para la estimación de estos
elementos se considera el manejo y distribución del
gas en las instalaciones de las diferentes regiones que
componen el sistema petrolero nacional y se aplican
en cada periodo de análisis. 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. Es importante mencionar
que el gas seco en su equivalente a líquido se obtiene
al relacionar el contenido calorífico del gas seco, en
nuestro caso, el gas residual promedio de los comple-
jos 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 barriles de aceite
por millón de pies cúbicos de gas seco.
Dado que la forma de representar el inventario de
todos los hidrocarburos es el petróleo crudo equi-
valente, en este capítulo se muestran los valores
de las reservas en petróleo crudo equivalente y los
elementos que lo integran.
Figura 3.1 Evolución histórica de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo y
de gas húmedo amargo.
Aceite crudo
dólares por barril
Gas húmedo amargo
dólares por miles de pies cúbicos
0
2
6
4
12
10
Ene Mar May
2008 2009 2010
Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
0
20
80
40
100
120
140
60
8

15
3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de
manejo y transporte de PEP
El gas natural se transporta desde las baterías de
separación, si es gas asociado, o desde el pozo, si
es gas no asociado, hasta los complejos procesa-
dores de gas cuando se trata de gas húmedo y/o si
contiene impurezas, tales como azufre o nitrógeno.
El gas seco dulce se distribuye directamente para su
comercialización.
En algunas instalaciones, una fracción del gas de los
pozos se utiliza como combustible para la compre-
sión del mismo gas producido, en otras, 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, consecuentemente 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 directa-
mente a comercialización. También ocurre la quema
de gas producido en aquellos campos con producción
marginal o intermitente de aceite, debido a los bajos
volúmenes de hidrocarburos producidos.
Por otra parte, el gas enviado a los complejos procesa-
dores experimenta cambios de temperatura, presión
y volumen en su trayecto a los mismos, dando origen
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
0.5
0.4
0.3
0.2
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
10
20
30
40
50
60
70
80
Ene Mar
2008 2009 2010
May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur
0
Figura 3.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados, por región, del sistema petrolero nacional.

16
a la condensación de líquidos dentro de los ductos
y disminuyendo por ende su volumen. El gas resul-
tante 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 trans-
porte, conocidos como condensados, se entregan
también en los complejos procesadores de gas.
Estas reducciones en el manejo y transporte de gas
a los complejos procesadores se expresan cuanti-
tativamente mediante dos factores. El primero se
denomina factor de encogimiento por eficiencia en
el manejo, feem, el cual considera el envío de gas a
la atmósfera y el autoconsumo. El otro es el factor de
encogimiento por licuables en el transporte, felt, que
representa la disminución del volumen de gas por su
condensación en los ductos. Finalmente, se tiene el
factor de recuperación de líquidos en el transporte,
frc, relaciona al condensado obtenido con el gas
enviado a planta.
Los factores de encogimiento y recuperación de
condensados del gas natural se calculan mensual-
mente utilizando la información a nivel campo de
las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Sur y
Norte. Se considera también la regionalización de la
producción de gas y condensado que se envía a más
de un complejo procesador de gas.
La evolución del aprovechamiento del gas natural en
los tres últimos años se muestra en la figura 3.2 por
medio del factor de encogimiento por eficiencia en el
manejo, feem. Así, para las regiones Marina Noreste,
Marina Suroeste, Norte y Sur el comportamiento de
este factor se mantiene sin variaciones importantes
debido a un programa de mantenimiento de módulos
de compresión que permite tener continuidad opera-
tiva de los mismos. Sin embargo, en la Región Marina
Noreste se tiene un incremento en este factor en el
primer semestre de 2010 ocasionado por la disminu-
ción de la producción de gas de la zona de transición
y por ende una reducción en la quema del mismo.
En lo que respecta al factor de encogimiento por
licuables, felt, las regiones Norte y Sur no se presen-
tan variaciones importantes en su comportamiento
durante los últimos tres años. En la Región Marina
Noreste se tienen pequeñas variaciones en forma
mensual, pero en promedio anual se mantienen en la
misma proporción. Para la Región Marina Suroeste se
tiene un ligero decremento en el año 2010 ocasionado
por la redistribución de las corrientes de gas, como
se observa también en la figura 3.2.
El factor de recuperación de condensados, frc, en
la Región Norte se mantiene constante durante el
año 2010 alcanzando valores similares al 2008, sin
embargo, con relación al 2009 se tiene un ligero de-
cremento. En la Región Sur prácticamente el factor de
recuperación de condesados se mantiene constante
desde finales de 2008. En la caso de la Región Marina
Noreste, se siguen teniendo pequeñas fluctuaciones
en el factor de recuperación de condensados a lo
largo del periodo, pero el promedio anual mantiene
un valor similar. La Región Marina Suroeste continúa
con su decremento gradual que ha venido registrando
desde el 2008.
3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos
procesadores
Los complejos procesadores que reciben el gas
producido por Pemex Exploración y Producción en
las cuatro regiones que lo componen, pertenecen a
Pemex Gas y Petroquímica Básica y se denominan
Arenque, Burgos, Cactus, Ciudad Pemex, La Venta,
Matapionche, Nuevo Pemex, Poza Rica y Reynosa.
El gas recibido en estas plantas se somete a proce-
sos de endulzamiento si el gas es amargo o si está
contaminado por algún gas no hidrocarburo; pos-
teriormente, se le aplican procesos de absorción y
criogénicos cuando se trata de gas húmedo. De estos
procesos se obtienen tanto los líquidos de planta,
los cuales son hidrocarburos licuados, como el gas
seco también llamado residual. Las reducciones del

17
gas en estos procesos se expresan cuantitativamente
mediante dos factores, el factor de encogimiento por
impurezas, fei, que considera el efecto de retirar los
compuestos que no son hidrocarburos del gas, y el
factor de encogimiento por licuables en planta, felp,
que contempla el efecto de la separación de los hi-
drocarburos licuables del gas húmedo. De esta forma,
los líquidos obtenidos se relacionan al gas húmedo
mediante el factor de recuperación de líquidos en
planta, frlp.
El comportamiento de estos factores se actualiza men-
sualmente con la información de operación de cada
uno de los complejos procesadores mencionados
anteriormente, como se muestra en la figura 3.3. El
factor de encogimiento por impurezas en los com-
plejos procesadores de gas no presenta variaciones
importantes con respecto al valor inicial de 2010, sin
embargo, los CPG Nuevo Pemex y Ciudad Pemex con-
tinúan trabajando por debajo del 95.0 por ciento de
eficiencia, es decir, continúan procesando gas amargo
con alto contenido de impurezas. El comportamiento
del factor de encogimiento por licuables se mantiene
estable en todos los complejos procesadores, como
se observa en la figura 3.3, el CPG Reynosa continúa
fuera de operación por mantenimiento desde abril
de 2009.
En lo referente al factor de recuperación de líquidos en
planta, la mayor variabilidad se tenía en el CPG Poza
Rica, sin embargo, en el año 2010 se ha mantenido
más estable. Los complejos procesadores restantes
muestran pequeñas diferencias en 2010, como se
presenta en la parte inferior de la misma figura.
Factor de encogimiento por licuables en planta (felp)
0.65
0.60
0.55
0.70
0.75
0.95
0.80
1.00
0.85
0.90
Factor de encogimiento por impurezas (fei)
0.90
0.94
0.93
0.92
0.91
0.95
0.96
0.97
0.98
0.99
Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp)
barriles por millón de pies cúbicos
0
20
40
60
80
100
120
140
Ene Mar
2008 2009 2010
May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
MatapioncheCactus La VentaCd. Pemex Nuevo Pemex ReynosaArenque Burgos Poza Rica
Figura 3.3 Factores de encogimiento y recuperación de líquidos en los centros procesadores de gas en donde se
entrega el gas natural de los yacimientos del país.

18
3.3 Reservas remanentes totales
Al 1 de enero de 2011 las reservas totales del país,
también denominadas 3P, ascienden a 43,073.6 mi-
llones de barriles de petróleo crudo equivalente,
correspondientes al 32.0 por ciento de reservas
probadas, 34.9 por ciento de reservas probables
y 33.1 por ciento de reservas posibles. En la figu-
ra 3.4 se muestra la integración de las reservas
en sus diferentes categorías.
En el cuadro 3.1 se muestra la distribución por
tipo de fluido de las reservas totales de petróleo
crudo equivalente para el 2011, donde a nivel
nacional tenemos que el aceite crudo contribu-
ye con 70.9 por ciento, el condensado con 0.7
por ciento, líquidos de planta 8.3 por ciento y el
restante 20.1 por ciento para el gas seco equivalente
a líquido. Asimismo, este cuadro muestra la distribu-
ción regional de las reservas totales de petróleo crudo
equivalente, donde la Región Norte contribuye con
Cuadro 3.1 Distribución histórica de las reservas remanentes totales por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2008 Total 31,211.6 879.0 3,574.7 8,817.4 44,482.7 61,358.5 54,288.1 45,858.8
Marina Noreste 11,936.8 616.4 283.5 521.0 13,357.7 5,382.7 3,384.8 2,709.7
Marina Suroeste 2,927.8 147.3 422.3 1,262.5 4,759.9 8,269.3 7,602.0 6,566.2
Norte 12,546.0 19.4 1,970.5 5,613.0 20,149.0 37,546.1 33,741.6 29,193.0
Sur 3,801.0 95.8 898.4 1,420.9 6,216.1 10,160.4 9,559.6 7,389.9
2009 Total 30,929.8 561.7 3,491.3 8,579.7 43,562.6 60,374.3 53,382.5 44,622.7
Marina Noreste 11,656.6 368.9 256.6 503.7 12,785.9 4,892.9 3,317.0 2,619.7
Marina Suroeste 3,217.4 84.5 509.7 1,377.8 5,189.4 9,571.8 8,566.0 7,165.8
Norte 12,402.9 19.1 1,918.2 5,384.6 19,724.8 36,503.1 32,614.5 28,005.0
Sur 3,652.9 89.2 806.8 1,313.6 5,862.5 9,406.5 8,885.0 6,832.1
2010 Total 30,497.3 417.3 3,563.1 8,597.0 43,074.7 61,236.0 54,083.8 44,712.2
Marina Noreste 11,123.6 248.1 243.1 482.5 12,097.2 4,539.6 3,234.8 2,509.3
Marina Suroeste 3,551.4 71.1 673.2 1,715.1 6,010.8 12,226.9 10,885.1 8,920.0
Norte 12,083.1 22.9 1,883.4 5,153.0 19,142.4 35,323.6 31,310.8 26,800.2
Sur 3,739.1 75.1 763.5 1,246.4 5,824.3 9,145.9 8,653.1 6,482.6
2011 Total 30,559.8 294.1 3,573.3 8,646.5 43,073.6 61,274.9 54,370.8 44,969.6
Marina Noreste 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3 4,757.1 3,460.0 2,730.6
Marina Suroeste 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7 13,248.0 11,914.4 9,754.5
Norte 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6 34,632.0 30,907.3 26,460.5
Sur 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9 8,637.8 8,089.2 6,024.1
mmmbpce
15.0
13.8
28.8
ProbablesProbadas 2P Posibles
14.3
3P
43.1
Figura 3.4 Integración por categoría de las reservas rema-
nentes de petróleo crudo equivalente del país.

19
43.8 por ciento, la Región Marina Noreste con 28.0
por ciento, la Región Sur 13.4 por ciento y la Región
Marina Suroeste con 14.8 por ciento.
Las reservas totales de aceite crudo al 1 de enero de
2011, ascienden a 30,559.8 millones de barriles y las
reservas totales de gas natural a 61,274.9 miles de
millones de pies cúbicos. Además, las reservas tota-
les de gas a entregar en planta equivalen a 54,370.8
miles de millones de pies cúbicos. En el cuadro 3.1,
además de presentar esta información, se muestra
su evolución histórica.
De acuerdo a su densidad el aceite crudo se clasifica
en aceite pesado que participa con el 51.6 por cien-
to, en aceite ligero con 34.5 por ciento y el aceite
superligero con 13.9 por ciento, como se muestra en
el cuadro 3.2. La mayor concentración de reservas
totales de aceite pesado se encuentra en la Región
Marina Noreste con 70.3 por ciento del total nacional,
mientras que la Región Norte contiene el mayor por-
centaje de aceite ligero con 62.3 por ciento, el aceite
superligero se encuentra distribuido en las regiones
Marina Suroeste, Norte y Sur con 29.3, 39.7 y 31.0
por ciento, respectivamente.
Las reservas de gas natural se clasifican en gas aso-
ciado que proviene de los yacimientos de aceite que
aportan la mayor cantidad de reservas con 70.7 por
ciento del total, y de gas no asociado, obtenido de
los yacimientos de gas y condensado, gas húmedo
y gas seco contribuyendo con el 29.3 restante. De
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
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2008 Total 17,175.7 11,166.1 2,869.9 46,067.0 4,157.2 5,922.3 5,212.1 15,291.6
Marina Noreste 11,900.3 36.5 0.0 5,325.0 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 740.0 1,692.5 495.3 3,163.0 1,734.3 2,010.6 1,361.4 5,106.3
Norte 4,211.9 6,824.6 1,509.5 30,594.1 88.8 3,795.9 3,067.4 6,952.0
Sur 323.5 2,612.5 865.0 6,984.9 2,334.1 115.8 725.6 3,175.5
2009 Total 16,836.2 10,948.1 3,145.5 44,710.0 5,052.5 5,545.8 5,065.9 15,664.3
Marina Noreste 11,569.1 87.6 0.0 4,835.1 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 739.9 1,793.1 684.4 3,232.9 2,968.5 2,010.7 1,359.7 6,338.9
Norte 4,177.0 6,740.3 1,485.5 29,883.7 87.4 3,413.3 3,118.7 6,619.4
Sur 350.1 2,327.1 975.6 6,758.4 1,996.6 121.8 529.7 2,648.2
2010 Total 15,997.9 10,763.2 3,736.2 44,046.7 7,351.1 5,281.9 4,556.4 17,189.4
Marina Noreste 10,989.5 134.1 0.0 4,481.8 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 740.0 1,778.0 1,033.5 3,262.6 5,482.2 2,123.3 1,358.8 8,964.3
Norte 3,932.7 6,500.8 1,649.7 29,498.7 64.2 3,067.6 2,693.2 5,825.0
Sur 335.8 2,350.3 1,053.0 6,803.6 1,804.7 91.0 446.7 2,342.3
2011 Total 15,781.0 10,534.2 4,244.5 43,294.9 8,924.5 4,735.2 4,320.3 17,980.0
Marina Noreste 11,095.6 74.7 0.0 4,699.3 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 701.7 1,770.4 1,242.4 2,933.1 7,266.6 1,687.6 1,360.8 10,315.0
Norte 3,663.9 6,565.2 1,686.7 28,962.7 180.9 2,973.2 2,515.2 5,669.3
Sur 319.8 2,123.8 1,315.4 6,699.8 1,477.0 74.4 386.6 1,937.9
* G y C: yacimientos de gas y condensado

20
los 43,294.9 miles de millones de pies cúbicos de re-
servas totales de gas asociado, la mayor cantidad se
ubica en los yacimientos de aceite de la Región Norte
con 66.9 por ciento. En lo que respecta a las reservas
de gas no asociado de 17,980.0 miles de millones de
pies cúbicos, el 57.4 por ciento se concentra en la Re-
gión Marina Suroeste, principalmente en yacimientos
de gas y condensado, cuadro 3.2.
La figura 3.5 muestra la evolución de las reservas
totales de petróleo crudo equivalente del país en los
últimos tres años, así como, los principales elementos
que generan variaciones en el valor de las reservas
en el último año. Podemos observar que aún cuando
la producción fue 1,384.1 millones de barriles de pe-
tróleo crudo equivalente durante 2010, las reservas
totales de petróleo crudo equivalente al 1 de enero
de 2011 se mantuvieron en un valor similar al del
año pasado, mostrando una diferencia de tan sólo
1.1 millones de barriles de petróleo. Para compensar
la producción de 2010 las adiciones por exploración
incluyendo delimitación aportaron 1,293.8 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, las revisiones
incrementaron 304.0 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente y el desarrollo generó decremen-
tos por 214.8 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, que finalmente permitieron alcanzar una
tasa de restitución integrada 3P de 99.9 por ciento.
Es importante mencionar que la incorporación por
yacimientos nuevos alcanzo un valor de reservas
totales de 1,437.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente restituyendo más del 100 por ciento
la producción de 2010.
Por otro lado, la relación reserva-producción que re-
sulta de dividir la reserva al 1 de enero de 2011 entre
la producción del año 2010, es de 31.1 años consi-
derando las reservas totales o 3P de petróleo crudo
equivalente. Para el agregado de reservas probadas
más probables (2P) de 20.8 años y para las reservas
probadas de 10.0 años. Este indicador supone pro-
ducción constante, es decir, sin declinación, precios
de hidrocarburos y costos de operación y transporte
constantes y sin incorporación de reservas por ex-
ploración y desarrollo en el futuro.
3.3.1 Reservas remanentes probadas
Las reservas probadas del país al 1 de enero de 2011
reportan 13,796.0 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. En términos regionales, la Región
Marina Noreste aporta el 45.5 por ciento, la Región Sur
con 29.0 por ciento, le sigue la Región Marina Suroes-
te con 15.1 por ciento y finalmente la Región Norte
con el restante 10.4 por ciento, cuadro 3.3. Asimismo,
se muestran las reservas probadas por tipo de fluido,
donde el aceite crudo representa el 73.7 por ciento,
el gas seco equivalente a líquido el 17.4 por ciento,
mientras que los líquidos de planta y condensados
alcanzan el 7.5 y 1.4 por ciento, respectivamente. Al
igual que en años anteriores, las reservas probadas
mmmbpce
Adiciones Desarrollos2008 20112010 ProducciónRevisiones
1.3 -0.2 -1.40.344.5
43.143.1
2009
43.6
Figura 3.5 Evolución histórica de las reservas totales de petróleo crudo equivalente del país.

21
de hidrocarburos se evaluaron de acuerdo a los cri-
terios y definiciones de la Securities and Exchange
Commission (SEC) de los Estados Unidos.
Al 1 de enero de 2011 las reservas probadas de aceite
crudo del país asciende a 10,161.0 millones de barri-
les, mientras que las reservas probadas de gas natural
del país alcanzan 17,316.3 miles de millones de pies
cúbicos. Las reservas de gas a entregar en planta se
ubicaron en 15,388.8 miles de millones de pies cúbi-
cos y las reservas probadas de gas seco ascienden a
12,494.2 miles de millones de pies cúbicos, como se
observa en el cuadro 3.3.
El cuadro 3.4 muestra las reservas probadas de aceite
crudo, clasificadas de acuerdo a su densidad como
aceite pesado, ligero y superligero. En el mismo cua-
dro se observan las reservas de gas natural clasifica-
das de acuerdo con su asociación con el aceite como
gas asociado y no asociado. Así, las reservas de aceite
pesado contribuyen con el 60.5 por ciento, el aceite
ligero aporta el 28.9 por ciento y el superligero con
10.6 por ciento del total nacional. La Región Marina
Noreste contiene la mayor cantidad de las reservas
probadas de aceite pesado con 91.6 por ciento del
total, de igual manera la Región Sur tiene 59.3 por
ciento de las reservas de aceite ligero y el 68.3 por
ciento de las reservas de aceite superligero.
Asimismo, el cuadro 3.4 presenta la clasificación del
gas natural con su asociación con el aceite, las reservas
de gas asociado representan 62.4 por ciento del total,
en tanto que las reservas de gas no asociado alcanzan
37.6 por ciento. Las regiones con mayor aportación
Cuadro 3.3 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas por fluido y región.
2008 Total 10,501.2 559.6 1,125.7 2,530.7 14,717.2 18,076.7 15,829.7 13,161.8
Marina Noreste 6,052.8 407.5 200.7 363.6 7,024.6 3,635.6 2,369.3 1,891.2
Marina Suroeste 994.9 61.2 176.7 397.3 1,630.1 2,787.4 2,478.7 2,066.4
Norte 840.7 8.2 102.4 770.2 1,721.5 4,479.7 4,223.3 4,005.7
Sur 2,612.8 82.8 645.9 999.5 4,341.1 7,174.0 6,758.5 5,198.5
2009 Total 10,404.2 378.4 1,082.9 2,442.3 14,307.7 17,649.5 15,475.2 12,702.0
Marina Noreste 5,919.3 256.1 183.0 353.9 6,712.3 3,365.8 2,337.7 1,840.4
Marina Suroeste 1,176.0 38.0 221.2 458.8 1,893.9 3,462.9 2,973.0 2,386.0
Norte 828.7 8.0 105.5 710.1 1,652.4 4,218.7 3,922.4 3,693.3
Sur 2,480.2 76.3 573.1 919.5 4,049.1 6,602.1 6,242.2 4,782.2
2010 Total 10,419.6 256.5 1,015.2 2,300.8 13,992.1 16,814.6 14,824.2 11,966.1
Marina Noreste 6,091.0 155.6 157.4 307.9 6,711.8 2,872.7 2,071.3 1,601.5
Marina Suroeste 1,169.8 29.8 225.9 466.4 1,891.8 3,593.7 3,079.4 2,425.6
Norte 613.6 9.7 83.5 645.5 1,352.3 3,866.8 3,530.1 3,357.0
Sur 2,545.3 61.4 548.4 881.0 4,036.1 6,481.3 6,143.5 4,582.0
2011 Total 10,161.0 198.1 1,034.6 2,402.3 13,796.0 17,316.3 15,388.8 12,494.2
Marina Noreste 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4 3,083.2 2,271.0 1,787.2
Marina Suroeste 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3 4,063.6 3,557.0 2,843.9
Norte 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8 3,941.0 3,700.5 3,518.1
Sur 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5 6,228.6 5,860.3 4,344.9

22
en las reservas de gas asociado son la Sur y Marina
Noreste con una aportación de 47.8 y 28.4 por ciento,
respectivamente. Asimismo, la mayor contribución de
las reservas de gas no asociado se ubica en la Región
Norte con 43.7 por ciento ubicadas principalmente en
yacimientos de gas húmedo y seco. La Región Marina
Suroeste contribuye con 39.6 por ciento con yacimien-
tos de gas y condensado.
mmmbpce
0.4
Adiciones
0.7
Desarrollos2008 20112010
-1.4
Producción
0.1
Revisiones
14.7
2009
14.3
13.814.0
Figura 3.6 Evolución histórica de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente del país.
Cuadro 3.4 Clasificación de las reservas probadas, o 1P, de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
2008 Total 6,545.7 3,258.7 696.9 11,793.2 2,042.2 1,844.8 2,396.5 6,283.5
Marina Noreste 6,016.3 36.5 0.0 3,622.1 0.0 0.0 13.4 13.4
Marina Suroeste 120.9 669.4 204.6 1,385.0 886.0 308.5 207.9 1,402.5
Norte 357.6 473.9 9.2 1,235.2 35.9 1,435.0 1,773.5 3,244.5
Sur 50.9 2,078.8 483.1 5,550.9 1,120.2 101.3 401.6 1,623.1
2009 Total 6,381.4 3,237.6 785.2 11,473.1 2,335.7 1,734.5 2,106.1 6,176.4
Marina Noreste 5,868.5 50.7 0.0 3,352.3 0.0 0.0 13.4 13.4
Marina Suroeste 120.9 808.2 246.9 1,616.0 1,330.7 308.6 207.7 1,846.9
Norte 342.4 468.5 17.8 1,282.0 34.9 1,319.3 1,582.5 2,936.7
Sur 49.5 1,910.2 520.5 5,222.8 970.2 106.7 302.5 1,379.3
2010 Total 6,482.5 3,021.7 915.3 10,719.5 2,498.2 1,581.4 2,015.5 6,095.1
Marina Noreste 6,039.2 51.8 0.0 2,858.3 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 113.2 766.4 290.1 1,618.1 1,529.5 308.6 137.4 1,975.6
Norte 276.3 321.3 16.0 1,009.8 36.4 1,198.0 1,622.6 2,857.0
Sur 53.8 1,882.2 609.2 5,233.3 932.3 74.7 241.0 1,248.0
2011 Total 6,150.5 2,938.3 1,072.2 10,806.6 2,920.1 1,700.3 1,889.2 6,509.6
Marina Noreste 5,636.9 45.3 0.0 3,068.7 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 111.5 818.1 326.3 1,483.3 1,990.7 452.0 137.5 2,580.2
Norte 314.0 331.1 13.4 1,093.9 113.4 1,188.9 1,544.8 2,847.1
Sur 88.3 1,743.8 732.5 5,160.7 815.9 59.4 192.5 1,067.9

23
El comportamiento histórico de las reservas probadas
de petróleo crudo equivalente del país y los elementos
que componen la diferencia entre un año y otro se
muestran en la figura 3.6. Durante 2010 las actividades
de exploración, delimitación, desarrollo y revisión
de campos aportaron 1,188.1 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente lo que permitió alcanzar
una tasa de restitución de reservas 1P del 85.8 por
ciento de la producción extraída en 2010 de 1,384.1
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
con esto, se tuvo un decremento de 196.1 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas
probadas con respecto al año anterior.
Las reservas probadas de petróleo crudo equivalente
se subdividen en probadas desarrolladas y probadas
no desarrolladas. De esta forma, al 1 de enero de 2011
las reservas desarrolladas aportan 67.6 por ciento del
total nacional, y las no desarrolladas 32.4 por ciento
complementario, como se presenta en la figura 3.7.
En el contexto internacional, México continúa ocu-
pando el décimo séptimo lugar en cuanto a reservas
probadas, incluyendo aceite, condensado y líquidos
de planta. En relación al gas seco, México escaló a la
posición 35 en 2010. El cuadro 3.5 muestra las reser-
vas probadas de crudo y gas seco de los principales
países productores.
3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas
Al 1 de enero de 2011, las reservas probadas desa-
rrolladas son 9,319.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, siendo la Región Marina Noreste
mmmbpce
9.3
13.8
Desarrolladas No desarrolladas
4.5
Probadas
Figura 3.7 Clasificación de las reservas remanentes
probadas de petróleo crudo equivalente.
Cuadro 3.5 Reservas probadas de crudo y gas seco de los principales países productores.
Posición País Crudoa
Posición País Gas seco
mmb mmmpc
1 Arabia Saudita 260,100 1 Rusia 1,680,000
2 Venezuela 211,170 2 Irán 1,045,670
3 Canadá 175,214 3 Qatar 895,800
4 Irán 137,010 4 Arabia Saudita 275,200
5 Irak 115,000 5 Turkmenistán 265,000
6 Kuwait 101,500 6 Estados Unidos de América 244,656
7 Emiratos Arabes Unidos 97,800 7 Emiratos Arabes Unidos 227,900
8 Rusia 60,000 8 Nigeria 186,880
9 Libia 46,420 9 Venezuela 178,860
10 Nigeria 37,200 10 Argelia 159,000
11 Kazajstán 30,000 11 Irak 111,940
12 Qatar 25,380 12 Australia 110,000
13 China 20,350 13 China 107,000
14 Estados Unidos de América 19,121 14 Indonesia 106,000
15 Brasil 12,857 15 Kazajstán 85,000
16 Argelia 12,200 16 Malasia 83,000
17 México 11,394 35 México 12,494
Fuente: México, Pemex Exploración y Producción. Otros países, Oil & Gas Journal, December 6, 2010
a. Incluye condensados y líquidos del gas natural

24
la de mayor volumen con 51.3 por ciento del total, le
sigue la Región Sur con 30.1 por ciento y las regiones
Marina Suroeste y Norte con el 18.6 por ciento, restan-
te, como se muestra en el cuadro 3.6. Considerando
el tipo de fluido, las reservas probadas desarrolladas
de aceite representan el 75.3 por ciento, el gas seco
equivalente a líquido el 16.4 por ciento, mientras que
los líquidos de planta y condensados alcanzan el 6.9
y 1.4 por ciento, respectivamente. Con relación al
año anterior las reservas probadas desarrolladas de
petróleo crudo equivalente muestran un decremen-
to de 3.2 por ciento. Asimismo, las actividades por
exploración y delimitación (adiciones), desarrollos y
revisiones, sumaron 1,078.1 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, que restituyeron el 77.9
por ciento de la producción de 1,384.1 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente.
Las reservas probadas desarrolladas de aceite al 1
de enero de 2011 equivalen a 7,016.9 millones de
barriles, donde las regiones Marina Noreste y Sur
contienen la mayor cantidad con 61.0 y 25.8 por
ciento del total, respectivamente. Las reservas pro-
badas desarrolladas de gas natural al 1 de enero de
2011 ascienden a 11,007.5 miles de millones de pies
cúbicos, la Región Sur contiene el 39.4 por ciento,
la Región Norte el 25.1 por ciento y las regiones
marinas el 35.5 por ciento restante. Las reservas de
gas a entregar en planta alcanzaron 9,742.8 miles de
millones de pies cúbicos y las reservas de gas seco
suma 7,941.1 miles de millones de pies cúbicos, como
se muestra en el cuadro 3.6.
Con relación a la clasificación del aceite, las reservas
probadas desarrolladas de aceite pesado participan
Cuadro 3.6 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas desarrolladas por fluido y región.
2008 Total 7,450.3 319.7 665.8 1,569.5 10,005.3 11,027.8 9,735.6 8,162.9
Marina Noreste 4,773.3 238.9 130.2 234.2 5,376.7 2,245.3 1,528.2 1,218.1
Marina Suroeste 533.1 30.8 88.5 165.2 817.8 1,227.5 1,065.1 859.4
Norte 303.1 6.2 44.8 540.3 894.4 3,058.1 2,898.5 2,809.8
Sur 1,840.7 43.7 402.3 629.8 2,916.5 4,497.0 4,243.8 3,275.6
2009 Total 7,638.3 297.8 682.4 1,577.8 10,196.3 11,450.0 9,954.5 8,206.1
Marina Noreste 4,837.5 229.2 164.3 315.4 5,546.4 2,892.0 2,087.0 1,640.5
Marina Suroeste 673.7 20.4 112.2 198.5 1,004.8 1,604.6 1,330.6 1,032.4
Norte 407.8 6.0 60.3 494.9 969.0 2,890.5 2,701.4 2,573.9
Sur 1,719.4 42.2 345.6 569.0 2,676.1 4,062.8 3,835.6 2,959.3
2010 Total 7,364.2 189.8 613.3 1,458.5 9,625.9 10,629.0 9,315.3 7,585.7
Marina Noreste 4,658.6 130.9 128.8 249.8 5,168.1 2,301.9 1,683.8 1,299.3
Marina Suroeste 647.8 16.7 108.0 197.5 970.0 1,614.5 1,345.9 1,027.3
Norte 275.0 7.8 42.9 461.5 787.1 2,683.9 2,482.8 2,400.2
Sur 1,782.9 34.4 333.6 549.7 2,700.7 4,028.7 3,802.8 2,858.9
2011 Total 7,016.9 131.5 644.6 1,526.9 9,319.8 11,007.5 9,742.8 7,941.1
Marina Noreste 4,281.5 64.0 146.2 289.2 4,780.8 2,541.7 1,914.8 1,504.3
Marina Suroeste 604.8 10.0 90.7 169.5 875.0 1,362.4 1,140.0 881.7
Norte 318.1 8.1 47.1 483.0 856.3 2,765.1 2,601.7 2,511.9
Sur 1,812.5 49.4 360.7 585.1 2,807.7 4,338.4 4,086.3 3,043.1

25
con el 63.8 por ciento del total nacional, las reservas
probadas desarrolladas de aceite ligero engloban el
27.3 por ciento y las reservas probadas desarrolladas
de aceite superligero cuantifican el 8.9 por ciento. La
Región Marina Noreste contribuye con 95.3 por ciento
del aceite pesado, la Región Sur tiene 64.2 por ciento
del aceite ligero y 86.7 por ciento del aceite superli-
gero. En el cuadro 3.7 se presenta la clasificación de
las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo
de acuerdo a su densidad.
La clasificación de las reservas probadas desarro-
lladas de gas natural por su asociación con el aceite
crudo en el yacimiento se muestra en el cuadro 3.7.
Así, al 1 de enero de 2011 las reservas probadas de-
sarrolladas de gas asociado aportan el 67.3 por ciento
del gas natural, en tanto que las reservas probadas
desarrolladas de gas no asociado cuantifican el 32.7
por ciento. La mayor parte de las reservas probadas
desarrolladas de gas asociado se ubican en la Región
Sur y en la Región Marina Noreste, con 45.1 y 34.3
por ciento, respectivamente.
En lo referente a las reservas probadas desarrolladas
de gas no asociado, principalmente, los yacimientos
de gas seco y gas húmedo de la Región Norte apor-
tan 62.9 por ciento del total nacional. La Región Sur
por su parte aporta 27.7 por ciento, la mayor parte
proveniente de yacimientos de gas y condensado, y
el porcentaje restante de estas reservas lo explica la
Región Marina Suroeste con 9.5 por ciento relaciona-
do con yacimientos de gas y condensado.
Cuadro 3.7 Clasificación de las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
2008 Total 4,909.8 2,095.6 444.9 6,745.4 1,310.7 1,152.3 1,819.5 4,282.4
Marina Noreste 4,749.6 23.7 0.0 2,245.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 437.3 95.8 956.5 271.0 0.0 0.0 271.0
Norte 132.1 170.5 0.5 458.4 10.6 1,053.6 1,535.5 2,599.7
Sur 28.2 1,464.0 348.6 3,085.2 1,029.1 98.7 284.0 1,411.8
2009 Total 5,046.5 2,064.8 527.0 7,720.4 1,173.1 1,070.2 1,486.3 3,729.6
Marina Noreste 4,820.8 16.7 0.0 2,892.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 527.8 145.8 1,218.6 386.0 0.0 0.0 386.0
Norte 208.2 196.7 3.0 681.1 10.7 967.8 1,230.9 2,209.4
Sur 17.6 1,323.5 378.2 2,928.6 776.4 102.4 255.4 1,134.2
2010 Total 4,814.3 1,986.5 563.4 6,841.1 1,255.8 1,011.9 1,520.2 3,787.9
Marina Noreste 4,645.2 13.4 0.0 2,301.9 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 523.6 124.2 1,161.7 452.8 0.0 0.0 452.8
Norte 144.4 130.5 0.0 439.1 0.0 941.4 1,303.4 2,244.9
Sur 24.7 1,319.0 439.2 2,938.5 803.0 70.4 216.8 1,090.2
2011 Total 4,476.3 1,917.7 622.9 7,408.1 1,220.3 936.7 1,442.4 3,599.4
Marina Noreste 4,265.2 16.3 0.0 2,541.7 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 527.1 77.7 1,021.3 341.1 0.0 0.0 341.1
Norte 169.8 143.3 5.1 502.3 107.7 880.7 1,274.3 2,262.7
Sur 41.3 1,231.0 540.1 3,342.8 771.5 56.0 168.1 995.6

26
3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas
Las reservas probadas no desarrolladas de petróleo
crudo equivalente al 1 de enero de 2011 reportan
4,476.2 millones de barriles, donde la Región Marina
Noreste contribuye con 33.6 por ciento del total, la
Región Sur con 26.7 por ciento, le sigue la Región
Marina Suroeste con 26.8 por ciento y finalmente la
Región Norte con 12.9 por ciento, como se muestra
en el cuadro 3.8.
De acuerdo con el tipo de fluido, las reservas proba-
das no desarrolladas de aceite explican el 70.2 por
ciento, las de gas seco equivalente a líquido el 19.6
por ciento, las de líquidos de planta el 8.7 por ciento
y las de condensado complementan el total con 1.5
por ciento. De esta forma, con relación al año anterior
las reservas probadas no desarrolladas de petróleo
crudo equivalente al 1 de enero de 2011 muestran un
incremento de 2.5 por ciento.
Respecto a las reservas probadas no desarrolladas
de aceite 1 de enero de 2011 se estiman 3,144.1
millones de barriles. Las regiones Marinas Noreste
y Suroeste aportan el 65.3 por ciento y las regiones
Norte y Sur el 34.7 por ciento del total. Para el gas
natural las reservas probadas no desarrolladas al 1
de enero de 2011 suman 6,308.7 miles de millones de
pies cúbicos, como se observa en el cuadro 3.8. La
Región Marina Suroeste contiene el mayor volumen
de reservas con 42.8 por ciento del total, ocasionado
principalmente por la incorporación y reclasificación
de reservas. Las reservas probadas no desarrolladas
de gas a entregar en planta asciende a 5,646.0 miles
Cuadro 3.8 Distribución histórica de las reservas probadas no desarrolladas por fluido y región.
2008 Total 3,050.9 239.9 459.9 961.2 4,711.9 7,048.9 6,094.1 4,998.9
Marina Noreste 1,279.5 168.5 70.5 129.4 1,647.9 1,390.2 841.1 673.1
Marina Suroeste 461.8 30.3 88.2 232.1 812.3 1,560.0 1,413.5 1,207.0
Norte 537.6 2.0 57.6 229.9 827.1 1,421.6 1,324.8 1,195.9
Sur 772.1 39.1 243.6 369.7 1,424.5 2,677.1 2,514.7 1,922.9
2009 Total 2,765.9 80.6 400.5 864.4 4,111.4 6,199.5 5,520.7 4,495.9
Marina Noreste 1,081.8 26.9 18.7 38.4 1,165.8 473.7 250.7 199.9
Marina Suroeste 502.3 17.5 109.1 260.3 889.2 1,858.2 1,642.4 1,353.6
Norte 420.9 2.0 45.2 215.2 683.4 1,328.2 1,221.0 1,119.4
Sur 760.9 34.1 227.5 350.5 1,373.0 2,539.3 2,406.6 1,822.9
2010 Total 3,055.4 66.7 401.9 842.2 4,366.2 6,185.5 5,508.9 4,380.5
Marina Noreste 1,432.4 24.6 28.5 58.1 1,543.7 570.8 387.4 302.2
Marina Suroeste 522.0 13.1 117.9 268.9 921.8 1,979.3 1,733.5 1,398.3
Norte 338.6 2.0 40.7 184.0 565.2 1,182.9 1,047.3 956.8
Sur 762.4 27.0 214.8 331.3 1,335.5 2,452.6 2,340.6 1,723.1
2011 Total 3,144.1 66.6 390.0 875.4 4,476.2 6,308.7 5,646.0 4,553.1
Marina Noreste 1,400.7 21.4 26.1 54.4 1,502.6 541.5 356.2 282.9
Marina Suroeste 651.0 12.2 160.8 377.3 1,201.4 2,701.2 2,417.0 1,962.2
Norte 340.3 3.0 42.7 193.5 579.5 1,175.9 1,098.8 1,006.2
Sur 752.1 30.0 160.4 250.3 1,192.8 1,890.2 1,774.0 1,301.8

27
de millones de pies cúbicos y las de gas seco suman
4,553.1 miles de millones de pies cúbicos. La Región
Marina Suroeste contiene los volúmenes más altos
de reservas en estas dos clasificaciones.
Para la clasificación de reservas probadas no desa-
rrolladas de aceite pesado la Región Marina Noreste
contiene la mayor proporción al contabilizar el 81.9
por ciento del total, las regiones restantes contri-
buyen con el 18.1 por ciento. Con respecto a las
reservas probadas no desarrolladas de aceite ligero
las regiones Sur y Marina Suroeste presentan el 50.2
y 28.5 por ciento, respectivamente. Asimismo, para
las reservas probadas no desarrolladas de aceite su-
perligero la Región Sur concentra 42.8 por ciento y
la Marina Suroeste 55.3 por ciento. En el cuadro 3.9
se presenta la clasificación de las reservas probadas
no desarrolladas de aceite crudo de acuerdo a su
densidad.
De igual manera, par las reservas probadas no desa-
rrolladas de gas natural clasificadas por su asociación
con el aceite crudo se muestran en el cuadro 3.9.
Así, al 1 de enero de 2011, las reservas probadas no
desarrolladas de gas asociado contribuyen con 53.9
por ciento y las reservas de gas no asociado con 46.1
por ciento. Para la primera clasificación, la Región Sur
participa con el 53.5 por ciento y las regiones restantes
en una proporción de más menos 15.0 por ciento cada
una. Para la segunda clasificación, es decir, en térmi-
nos de gas no asociado, la Región Marina Suroeste
concentra el 76.9 por ciento en sus yacimientos de
Cuadro 3.9 Clasificación de las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
2008 Total 1,635.9 1,163.1 252.0 5,047.8 731.5 692.5 577.0 2,001.0
Marina Noreste 1,266.7 12.8 0.0 1,376.8 0.0 0.0 13.4 13.4
Marina Suroeste 120.9 232.1 108.8 428.5 615.0 308.5 207.9 1,131.5
Norte 225.5 303.4 8.7 776.8 25.3 381.5 238.1 644.8
Sur 22.7 614.9 134.5 2,465.7 91.1 2.6 117.6 211.3
2009 Total 1,334.8 1,172.8 258.2 3,752.7 1,162.7 664.3 619.8 2,446.8
Marina Noreste 1,047.7 34.1 0.0 460.3 0.0 0.0 13.4 13.4
Marina Suroeste 120.9 280.3 101.0 397.3 944.7 308.6 207.7 1,460.9
Norte 134.2 271.8 14.9 600.9 24.2 351.4 351.6 727.3
Sur 32.0 586.6 142.3 2,294.2 193.8 4.3 47.1 245.2
2010 Total 1,668.2 1,035.2 352.0 3,878.4 1,242.4 569.5 495.3 2,307.2
Marina Noreste 1,394.0 38.4 0.0 556.4 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 113.2 242.8 165.9 456.5 1,076.7 308.6 137.4 1,522.8
Norte 131.9 190.7 16.0 570.7 36.4 256.6 319.2 612.2
Sur 29.1 563.2 170.0 2,294.8 129.3 4.3 24.3 157.8
2011 Total 1,674.2 1,020.6 449.3 3,398.5 1,699.8 763.6 446.8 2,910.2
Marina Noreste 1,371.6 29.1 0.0 527.1 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 111.5 291.0 248.6 462.1 1,649.6 452.0 137.5 2,239.1
Norte 144.2 187.8 8.3 591.5 5.7 308.2 270.5 584.4
Sur 46.9 512.8 192.4 1,817.9 44.5 3.4 24.4 72.3

28
gas y condensado y la Región Norte el 20.1 por ciento
en sus yacimientos de gas seco y húmedo.
3.3.2. Reservas probables
Al 1 de enero de 2011 las reservas probables son
15,013.1 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. El cuadro 3.10 muestra la distribución
regional y por tipo de fluido de esta reserva, la cual
se conforma en 71.5 por ciento por aceite, 19.8 por
ciento por el equivalente a líquido del gas seco, 8.3
por ciento son líquidos de planta y 0.4 por ciento es
condensado. A nivel regional, la Región Norte aporta
60.3 por ciento, la Región Marina Noreste 20.5 por
ciento, la Región Sur 7.8 por ciento y la Región Marina
Suroeste 11.4 por ciento.
Las reservas probables de aceite al 1 de enero de
2011 son 10,736.4 millones de barriles y las reservas
probables de gas natural ascienden a 20,905.4 miles
de millones de pies cúbicos. Las reservas probables
de gas a entregar en planta son 18,627.2 miles de
millones de pies cúbicos, de las cuales 71.5 por ciento
se encuentran en la Región Norte. Las reservas pro-
bables de gas seco suman 15,497.7 miles de millones
de pies cúbicos, correspondiendo a la Región Norte
el 72.5 por ciento de estas reservas. La evolución
histórica de reservas probables de aceite y gas natural
del país se presenta en el cuadro 3.10.
De acuerdo a la clasificación de las reservas de aceite,
las de aceite pesado aportan 48.8 por ciento del total
nacional, mientras que las reservas de aceite ligero
36.2 por ciento y las reservas de aceite superligero
Cuadro 3.10 Distribución histórica de las reservas probables por fluido y región.
2008 Total 10,819.4 155.6 1,198.4 2,971.0 15,144.4 20,562.1 18,269.2 15,452.0
Marina Noreste 3,085.0 98.6 37.9 68.6 3,290.2 784.7 447.3 357.0
Marina Suroeste 911.9 40.9 115.3 336.6 1,404.7 2,214.3 2,036.8 1,750.5
Norte 6,056.7 5.0 883.0 2,289.5 9,234.1 15,624.9 13,955.0 11,907.7
Sur 765.8 11.0 162.3 276.2 1,215.3 1,938.2 1,830.0 1,436.7
2009 Total 10,375.8 81.6 1,174.6 2,884.9 14,516.9 20,110.5 17,890.4 15,004.4
Marina Noreste 2,844.5 42.1 30.9 59.7 2,977.1 631.1 394.2 310.3
Marina Suroeste 985.5 23.7 146.3 381.3 1,536.9 2,675.9 2,388.4 1,983.2
Norte 5,845.0 4.6 838.4 2,174.6 8,862.6 14,901.3 13,302.2 11,310.0
Sur 700.8 11.1 159.0 269.4 1,140.3 1,902.2 1,805.7 1,400.9
2010 Total 10,020.5 70.9 1,210.9 2,934.3 14,236.6 20,694.3 18,324.1 15,261.0
Marina Noreste 2,313.6 40.9 42.5 82.6 2,479.5 795.5 556.4 429.6
Marina Suroeste 936.3 14.2 156.7 422.2 1,529.5 2,961.7 2,662.0 2,195.9
Norte 6,077.6 5.8 873.6 2,193.3 9,150.2 15,232.9 13,484.6 11,407.0
Sur 693.1 10.1 138.1 236.2 1,077.4 1,704.2 1,621.1 1,228.4
2011 Total 10,736.4 58.0 1,238.9 2,979.8 15,013.1 20,905.4 18,627.2 15,497.7
Marina Noreste 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6 825.1 593.4 466.4
Marina Suroeste 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0 3,454.6 3,134.3 2,596.3
Norte 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2 14,972.1 13,310.0 11,240.9
Sur 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2 1,653.6 1,589.6 1,194.0

29
15.0 por ciento. La Región Marina Noreste concentra
55.3 por ciento del aceite pesado y la Región Norte
38.5 por ciento. Además ésta última contribuye con
79.9 y 55.7 por ciento del total de aceite ligero y
superligero, respectivamente. En el cuadro 3.11 se
muestra la clasificación por densidad de las reservas
probables de aceite crudo.
La clasificación de las reservas probables de gas na-
tural se muestra en el mismo cuadro 3.11. Así, al 1 de
enero de 2011, las reservas probables de gas asociado
representan 78.3 por ciento del total nacional y las
reservas probables de gas no asociado el 21.7 por
ciento. La Región Norte concentra 83.8 por ciento de
las reservas probables de gas asociado. En relación
a reservas probables de gas no asociado, 27.6 por
ciento se ubica en la Región Norte, proveniente prin-
cipalmente de yacimientos de gas húmedo, y 59.5 por
ciento de las reservas probables de gas no asociado
se encuentran en la Región Marina Suroeste, princi-
palmente en yacimientos de gas y condensado.
La figura 3.8 ilustra el comportamiento de las reservas
probables de petróleo crudo equivalente del país y su
comportamiento histórico respecto a los años 2008
a 2010. De esta forma, al 1 de enero de 2011 las re-
servas probables registraron un incremento de 776.5
millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es
decir, 5.5 por ciento, con relación al año anterior. Las
adiciones contribuyeron con 432.3 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente, las revisiones de
los campos ya existentes implicaron un incremental
Cuadro 3.11 Clasificación de las reservas probables de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
2008 Total 5,730.8 3,948.5 1,140.1 16,457.6 1,239.2 1,701.5 1,163.8 4,104.5
Marina Noreste 3,085.0 0.0 0.0 782.5 0.0 0.0 2.3 2.3
Marina Suroeste 216.3 585.5 110.1 795.9 517.8 607.0 293.6 1,418.4
Norte 2,299.5 3,020.0 737.2 13,869.8 36.4 1,084.3 634.3 1,755.1
Sur 130.0 342.9 292.8 1,009.5 684.9 10.3 233.6 928.7
2009 Total 5,402.1 3,646.1 1,327.6 15,744.8 1,579.9 1,610.3 1,175.4 4,365.7
Marina Noreste 2,807.7 36.8 0.0 628.8 0.0 0.0 2.3 2.3
Marina Suroeste 216.3 567.1 202.1 903.8 871.9 606.9 293.2 1,772.1
Norte 2,232.7 2,815.2 797.1 13,152.9 36.1 992.5 719.8 1,748.4
Sur 145.3 227.0 328.5 1,059.2 671.9 10.9 160.2 842.9
2010 Total 4,711.6 3,794.5 1,514.4 16,352.6 1,791.6 1,518.0 1,032.0 4,341.7
Marina Noreste 2,236.8 76.8 0.0 794.2 0.0 0.0 1.2 1.2
Marina Suroeste 219.1 476.3 241.0 750.1 1,241.8 606.7 363.2 2,211.6
Norte 2,117.6 2,984.3 975.6 13,781.1 24.2 899.3 528.3 1,451.8
Sur 138.2 257.0 297.8 1,027.2 525.6 12.0 139.4 677.0
2011 Total 5,237.9 3,890.2 1,608.4 16,366.2 2,186.9 1,370.7 981.6 4,539.2
Marina Noreste 2,898.3 29.4 0.0 823.7 0.0 0.0 1.4 1.4
Marina Suroeste 227.9 484.4 288.8 753.3 1,679.9 656.6 364.8 2,701.2
Norte 2,014.9 3,109.2 896.1 13,720.4 61.5 702.5 487.7 1,251.7
Sur 96.8 267.2 423.5 1,068.7 445.5 11.7 127.7 584.9

30
de 963.9 millones de barriles, y los desarrollos repor-
taron un decremento de 619.7 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, por la reclasificación
de reservas.
3.3.3. Reservas posibles
Las reservas posibles de petróleo crudo equivalente
del país al 1 de enero de 2011, alcanzan 14,264.5
mmmbpce
Adiciones Desarrollos2008 20112010 Revisiones
0.4
-0.61.0
15.2 15.0
14.2
2009
14.5
Figura 3.8 Comportamiento histórico de las reservas probables de petróleo crudo
equivalente del país.
Cuadro 3.12 Distribución histórica de las reservas posibles por fluido y región.
2008 Total 9,891.1 163.9 1,250.5 3,315.8 14,621.2 22,719.7 20,189.1 17,245.0
Marina Noreste 2,799.0 110.3 44.8 88.7 3,042.9 962.4 568.2 461.4
Marina Suroeste 1,020.9 45.2 130.4 528.6 1,725.1 3,267.6 3,086.5 2,749.2
Norte 5,648.7 6.3 985.1 2,553.3 9,193.4 17,441.5 15,563.2 13,279.6
Sur 422.4 2.0 90.2 145.1 659.8 1,048.2 971.2 754.8
2009 Total 10,149.8 101.7 1,233.8 3,252.6 14,737.9 22,614.3 20,016.9 16,916.3
Marina Noreste 2,892.8 70.7 42.8 90.2 3,096.5 896.1 585.1 468.9
Marina Suroeste 1,056.0 22.8 142.1 537.7 1,758.5 3,433.0 3,204.7 2,796.6
Norte 5,729.2 6.5 974.3 2,499.9 9,209.9 17,383.0 15,389.9 13,001.8
Sur 471.8 1.8 74.7 124.8 673.0 902.2 837.2 649.0
2010 Total 10,057.2 89.8 1,337.1 3,361.9 14,846.0 23,727.2 20,935.5 17,485.1
Marina Noreste 2,719.0 51.7 43.2 91.9 2,905.9 871.4 607.2 478.2
Marina Suroeste 1,445.3 27.1 290.6 826.5 2,589.5 5,671.5 5,143.7 4,298.5
Norte 5,392.0 7.4 926.2 2,314.2 8,639.8 16,223.9 14,296.1 12,036.2
Sur 500.8 3.7 77.0 129.3 710.8 960.4 888.6 672.2
2011 Total 9,662.4 38.0 1,299.7 3,264.4 14,264.5 23,053.3 20,354.8 16,977.8
Marina Noreste 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3 848.8 595.6 476.9
Marina Suroeste 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4 5,729.9 5,223.1 4,314.2
Norte 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6 15,718.9 13,896.8 11,701.5
Sur 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2 755.6 639.3 485.2

31
millones de barriles. En el cuadro 3.12 se presenta la
distribución para cada una de las regiones y por tipo
de fluido; en la Región Norte se concentra el 58.8 por
ciento de estas reservas, la Región Marina Noreste el
19.0 por ciento, la Región Marina Suroeste 18.3 por
ciento y la Región Sur el 3.9 por ciento restante. En
función del tipo de fluido las reservas a nivel nacional
se constituyen de la manera siguiente 67.7 por ciento
de aceite crudo, 22.9 por ciento de gas seco equiva-
lente a líquido, 9.1 por ciento de líquidos de planta y
0.3 por ciento por condensado.
En lo correspondiente a las reservas de gas natural al
1 de enero de 2011, se contabilizan en 23,053.3 miles
de millones de pies cúbicos, cuadro 3.12. Las reservas
de gas a entregar en planta suman 20,354.8 miles de
millones de pies cúbicos, de los cuales la mayor parte
se localiza en la Región Norte con un 68.3 por ciento;
para el gas seco en esta misma categoría se tienen
16,977.8 miles de millones de pies cúbicos, siendo la
Región Norte en donde se encuentra la mayor parte,
con 68.9 por ciento.
Al 1 de enero de 2011, las reservas posibles de aceite
crudo se estimaron en 9,662.4 millones de barriles,
en el cuadro 3.13 se observa la clasificación de la
reserva con base en la densidad, se aprecia que la
mayor parte corresponde a aceite pesado con 45.5
por ciento, el 38.4 corresponde a aceite ligero, el 16.1
restante se asocia a aceite superligero; siguiendo esta
misma clasificación, en la Región Marina Noreste se
concentra el mayor porcentaje de aceite pesado con
Cuadro 3.13 Clasificación de las reservas posibles de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
2008 Total 4,899.2 3,959.0 1,032.9 17,816.1 875.9 2,375.9 1,651.8 4,903.6
Marina Noreste 2,799.0 0.0 0.0 920.4 0.0 0.0 42.1 42.1
Marina Suroeste 402.7 437.5 180.7 982.2 330.5 1,095.1 859.8 2,285.4
Norte 1,554.9 3,330.7 763.2 15,489.1 16.4 1,276.6 659.5 1,952.5
Sur 142.6 190.8 89.1 424.5 529.0 4.3 90.4 623.7
2009 Total 5,052.7 4,064.4 1,032.6 17,492.1 1,136.9 2,201.0 1,784.4 5,122.2
Marina Noreste 2,892.8 0.0 0.0 854.0 0.0 0.0 42.0 42.0
Marina Suroeste 402.7 417.9 235.4 713.1 765.9 1,095.1 858.9 2,719.9
Norte 1,601.9 3,456.7 670.6 15,448.7 16.4 1,101.5 816.4 1,934.3
Sur 155.3 189.9 126.6 476.3 354.5 4.3 67.1 425.9
2010 Total 4,803.8 3,946.9 1,306.5 16,974.6 3,061.2 2,182.4 1,509.0 6,752.6
Marina Noreste 2,713.5 5.5 0.0 829.3 0.0 0.0 42.1 42.1
Marina Suroeste 407.7 535.2 502.4 894.4 2,710.9 1,208.0 858.3 4,777.1
Norte 1,538.7 3,195.2 658.1 14,707.8 3.6 970.2 542.3 1,516.1
Sur 143.8 211.0 146.0 543.1 346.7 4.3 66.3 417.3
2011 Total 4,392.6 3,705.8 1,564.0 16,122.1 3,817.5 1,664.2 1,449.4 6,931.2
Marina Noreste 2,560.5 0.0 0.0 806.9 0.0 0.0 42.0 42.0
Marina Suroeste 362.3 468.0 627.4 696.4 3,596.0 579.0 858.5 5,033.5
Norte 1,335.1 3,125.0 777.3 14,148.4 6.0 1,081.8 482.7 1,570.5
Sur 134.8 112.8 159.3 470.4 215.5 3.4 66.3 285.2

32
58.3 por ciento, en la Región Norte se encuentra el
84.3 por ciento de aceite ligero y 49.7 por ciento de
las reservas de aceite superligero.
En lo respecta a la reserva de gas natural en función de
su asociación con el aceite crudo a nivel yacimiento,
el cuadro 3.13 muestra esa clasificación, para el 1 de
enero de 2011, la reserva posible de gas asociado
constituye el 69.9 por ciento, complementándose con
el 30.1 por ciento atribuibles al gas no asociado. El
volumen mayor de las reservas de gas asociado se
encuentra en la Región Norte con el 87.8 por ciento
de ellas, en lo que atañe a las reservas de gas no
asociado en la Región Marina Suroeste se tiene el
72.6 por ciento del total, localizado en yacimientos
de gas y condensado, en la Región Norte se ubica
el 22.7 por ciento, el cual proviene principalmente
de yacimientos de gas húmedo, la Región Sur con
yacimientos de gas y condensado soportan el 4.1 por
ciento de la reserva, finalmente en la Región Marina
Noreste se determina el 0.6 por ciento restante.
El comportamiento de las reservas posibles de petró-
leo crudo equivalente en el país para los últimos tres
años se observa en la figura 3.9. Se observa que para el
1 de enero de 2011 se tiene una disminución de 581.5
millones de barriles de petróleo crudo equivalente al
comparar con el dato del año anterior, esta variación
equivale al 3.9 por ciento con relación al 2010. En el ru-
bro de adiciones la incorporación fue de 467.5 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que
para desarrollos y revisiones las reservas presentaron
disminuciones en 289.4 y 759.6 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, respectivamente.
mmmbpce
Adiciones Desarrollos2008 20112010 Revisiones
0.5
-0.3
-0.8
14.6 14.3
14.8
2009
14.7
Figura 3.9 Comportamiento histórico de las reservas posibles de petróleo
crudo equivalente del país.

33
Aún con la madurez alcanzada en las diferentes cuencas
productoras de México, la exploración sigue aportando
nuevos yacimientos tan diversos en su composición
como los crudos pesados y el gas natural no asociado.
Durante el 2010 la exploración reflejó resultados tangi-
bles para Petróleos Mexicanos logrando incorporación
de reservas originales totales o 3P de 1,437.8 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente.
La clasificación de los volúmenes y reservas origi-
nales de hidrocarburos totales descubiertos están
fundamentados en los lineamientos establecidos en
el documento titulado Petroleum Resources Manage-
ment System (PRMS), publicado de manera conjunta
por la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World
Petroleum Council (WPC), la American Association of
Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petro-
leum Evaluation Engineers (SPEE).
Así, con respecto al año anterior, la incorporación de
reservas totales de petróleo crudo equivalente mues-
tra un decremento del 18.9 por ciento. Sin embargo,
se mantiene la tendencia de los últimos tres años, al
posicionarse por encima de los 1,400 millones de ba-
rriles de petróleo crudo equivalente. Como cada año,
las cuencas del Sureste destacan por su contribución
al participar con el 95.9 por ciento, este porcentaje
se debe a que estas cuencas contienen a las dos Re-
giones Marinas y a la Región Sur. Sobre la extensión
marina de las Cuencas del Sureste se cuantifica el 74.8
por ciento de las reservas totales de petróleo crudo
equivalente descubiertas. Mientras que en la porción
terrestre se adicionó 25.2 por ciento, restante.
Las reservas totales de petróleo crudo equivalente
incorporadas durante el año 2010 incluyen a los
campos de aceite y gas natural, asociado y no aso-
ciado. Desde el punto de vista de fases, las Cuencas
del Sureste aportaron el 98.8 por ciento del total
de aceite descubierto durante 2010, es decir, 866.8
millones de barriles y del gas natural la cifra fue de
2,482.6 miles de millones de pies cúbicos que repre-
sentan el 91.1 por ciento del total del gas natural de
nuevos yacimientos en 2010, ambas fases hacen un
total de 1,380.2 millones de barriles de petróleo cru-
do equivalente. Dentro de estas cuencas, la Región
Marina Suroeste, adicionó los mayores volúmenes
de reservas 3P de aceite crudo con 354.2 millones de
barriles y 2,059.2 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, ambas fases hacen un total de 777.8
los principales incrementos en esta región se dieron
mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL.
En la Cuenca de Burgos por la exploración se incorpo-
raron reservas totales en petróleo crudo equivalente
iguales a 1.1 por ciento del total descubierto, por su
parte la Cuenca de Veracruz participa con 1.9 por
ciento, ambas Cuencas con incorporación de reservas
de gas no asociado. En la cuenca de Veracruz destaca
el campo Rabel descubierto con la perforación y ter-
minación del pozo Rabel-1. Adicionalmente después
de cinco años de no presentar incorporaciones por
exploración en la Cuenca Tampico-Misantla, ésta
aportó 0.8 por ciento del volumen total descubierto
con la perforación del pozo Tilapia-1 en rocas del
Jurásico.
Las cuencas de Burgos, Sabinas y de Veracruz aporta-
ron a la Región Norte una incorporación de reservas
de gas no asociado en la categoría 3P por 239.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas, que corresponde
Descubrimientos
44

Descubrimientos
34
a 46.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, provenientes principalmente de las estructuras
atravesadas por los pozos Rabel-1 y Cucaña-1001.
Finalmente la cuenca Tampico-Misantla sólo aportó el
19.0 por ciento del total de petróleo crudo equivalente
incorporado en la Región Norte.
La continuidad de las inversiones destinadas y de-
vengadas para la incorporación de áreas nuevas por
parte de Pemex permitió sostener durante 2010 una
incorporación de aceite y gas natural similar al de los
últimos tres años, el monto de inversión total ejercido
durante 2010 fue de 29,237.9 millones de pesos. La
actividad física realizada con este monto consistió en
la perforación y terminación de 39 pozos exploratorios
y delimitadores, y en la toma de 2,356 kilómetros
de sísmica 2D y 23,718.0 kilómetros cuadrados de
sísmica 3D.
Cuadro 4.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010.
1P 2P 3P
Cuenca Pozo Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE
Campo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb
Total 136.6 455.7 352.8 903.8 877.8 2,724.0 1,437.8
Burgos 0.0 20.2 0.0 40.3 0.0 78.0 16.4
Alambra Alambra-1 0.0 0.8 0.0 9.3 0.0 14.9 2.9
Cucaña Cucaña-1001 0.0 8.1 0.0 17.7 0.0 24.1 5.1
Dulce Arenaria-1 0.0 2.2 0.0 2.9 0.0 4.7 1.0
Integral Tapado-1 0.0 3.3 0.0 3.3 0.0 5.0 1.1
Jaraguay Jaraguay-1 0.0 2.2 0.0 3.4 0.0 16.6 3.5
Rusco Rusco-101 0.0 0.6 0.0 0.6 0.0 7.0 1.5
Tigrillo Antillano-1 0.0 2.2 0.0 2.2 0.0 4.4 0.9
Topo Perillan-1 0.0 0.8 0.0 0.8 0.0 1.4 0.3
Sabinas 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7
Monclova Monclova-1001 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7
Sureste 136.6 374.8 352.8 779.2 866.8 2,482.6 1,380.2
Bellota Naguin-1 0.0 0.0 9.8 13.0 18.3 27.9 24.1
Bricol Bricol-2DL 26.3 21.3 155.6 162.0 188.9 198.3 236.6
Brillante Brillante-1 3.7 2.6 10.0 7.3 11.9 8.8 13.6
Guaricho Guaricho-501 0.2 3.0 0.3 4.6 0.5 6.1 1.8
Juspi Juspi-101A 1.7 13.6 1.7 13.6 1.7 13.6 4.7
Kayab Kayab-1ADL 0.0 0.0 0.0 0.0 150.4 20.8 150.4
Luna-Palapa Palapa-301 7.8 41.3 12.0 63.4 12.0 63.4 26.6
Sen Pachira-1 15.0 39.8 15.0 39.8 25.0 66.8 40.4
Tsimin Tsimin-1DL 55.2 248.2 101.6 467.7 170.6 878.8 348.8
Utsil Utsil-1 26.8 4.8 46.7 7.9 104.0 17.7 104.0
Xux Xux-1 0.0 0.0 0.0 0.0 183.6 1,180.5 429.0
Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0
Tilapia Tilapia-1 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0
Veracruz 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6
Rabel Rabel-1 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6

35
En este capítulo, se expresa una síntesis de las prin-
cipales características de los descubrimientos más
importantes de 2010, la cual incluye sus propiedades
geológicas, geofísicas, petrofísicas y de ingeniería, así
comosudistribucióndereservas.Asimismo,seanalizan
las estadísticas de incorporación de reservas por región,
cuenca, tipo de yacimientos e hidrocarburos. Al final se
presenta la evolución de la incorporación de reservas
por actividad exploratoria en los últimos años.
4.1 Resultados obtenidos
La incorporación de reservas de hidrocarburos totales
o 3P durante el 2010 fue menor con respecto al año
anterior, aun así el éxito comercial resultado de la ac-
tividad física por exploración fue de 44.0 por ciento.
Estas nuevas reservas se consiguieron mediante la
perforación y terminación de 39 pozos exploratorios
de los cuales 17 pozos adicionaron reservas de aceite y
gas natural. En el cuadro 4.1 se muestra a nivel de pozo,
las reservas de aceite y gas natural incorporadas en las
categorías de probada (1P), probada más probable (2P)
y probada más probable más posible (3P).
Los yacimientos de aceite descubiertos en 2010 incor-
poraron 608.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente en la categoría 3P, que representan el 42.3
por ciento del total. En relación al gas natural referido
a los yacimientos de gas y condensado, gas seco y
gas húmedo, se consolidan 829.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente en la categoría 3P, este
valor representa el 57.7 por ciento del volumen total
descubierto.
En la Región Marina Noreste, la incorporación de
reservas totales fue de 254.4 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, siendo el pozo Utsil-1 el
más importante por ser el descubridor de un nuevo
yacimiento en el trend de los campos de aceite pesa-
do y al mismo tiempo permitió la identificación de una
área con reservas posibles en el campo Kayab, al ser
correlacionada con el pozo Kayab-1ADL que permitió
la actualización del volumen y reservas originales de
hidrocarburos de este campo.
Por su parte la Región Marina Suroeste adiciono
reservas totales de hidrocarburos por 777.8 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, la cual
Cuadro 4.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010 por cuenca y región.
1P 2P 3P
Cuenca Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE
Región mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb
Total 136.6 455.7 352.8 903.8 877.8 2,724.0 1,437.8
Burgos 0.0 20.2 0.0 40.3 0.0 78.0 16.4
Región Norte 0.0 20.2 0.0 40.3 0.0 78.0 16.4
Sabinas 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7
Región Norte 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7
Sureste 136.6 374.8 352.8 779.2 866.8 2,482.6 1,380.2
Región Marina Noreste 26.8 4.8 46.7 7.9 254.4 38.5 254.4
Región Marina Suroeste 55.2 248.2 101.6 467.7 354.2 2,059.2 777.8
Región Sur 54.7 121.8 204.4 303.7 258.2 384.8 347.9
Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0
Región Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0
Veracruz 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6
Región Norte 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6

Descubrimientos
36
está asociada principalmente a las actividades de
delimitación. El pozo delimitador Tsimin-1DL perforó
a una profundidad mayor a la conocida, ocasiona-
do con ello la determinación de un límite vertical
convencional más profundo y por consiguiente un
aumento en la columna de hidrocarburos que per-
mitió un incremento en los volúmenes y reservas
originales de hidrocarburos del yacimiento Jurásico
descubierto en 2008. Es importante mencionar que a
la fecha no se ha encontrado el contacto agua–aceite
en el campo.
Para la Región Sur, los descubrimientos permitieron
adicionar reservas totales por 347.9 millones de ba-
rriles de petróleo crudo equivalente. Los hallazgos
más relevantes se dieron mediante la terminación de
los pozos Bricol-2DL y Pachira-1, que participan con
el 79.6 por ciento del petróleo crudo equivalente de
la incorporación de la Región. Sin embargo, en esta
Región también hubo descubrimientos de campos
con acumulaciones comerciales más pequeñas que
ponen de manifiesto el potencial petrolero de esta
porción de las cuencas.
El cuadro 4.2 detalla la composición de las reservas
incorporadas en las categorías de reserva probada
(1P), probada más probable (2P) y probada más pro-
bable más posible (3P), descubiertas a nivel de cuenca
y su desglose por región. El cuadro 4.3 describe las
reservas de hidrocarburos incorporadas por descu-
brimientos, en las categorías 1P, 2P y 3P señalando el
tipo de hidrocarburo asociado a cada región.
4.2 Descubrimientos marinos
Los resultados de la exploración realizada en la por-
ción marina de las cuencas del Sureste, ponen de
manifiesto nuevamente el gran potencial petrolero
de esta zona, al descubrirse el 71.8 por ciento de las
reservas 3P totales incorporadas en 2010. Los descu-
brimientos de campos de aceite pesado se dieron en
Cuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010 por tipo de hidrocarburo.
Aceite Gas natural
Reserva Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
1P Total 26.8 3.9 105.9 113.0 261.8 19.4 61.5 342.7
Marina Noreste 26.8 0.0 0.0 4.8 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 0.0 55.2 0.0 248.2 0.0 0.0 248.2
Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 19.4 61.5 80.9
Sur 0.0 3.9 50.7 108.2 13.6 0.0 0.0 13.6

2P Total 46.7 21.8 284.2 298.0 481.3 30.9 93.6 605.8
Marina Noreste 46.7 0.0 0.0 7.9 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 0.0 101.6 0.0 467.7 0.0 0.0 467.7
Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 30.9 93.6 124.5
Sur 0.0 21.8 182.6 290.1 13.6 0.0 0.0 13.6

3P Total 254.4 34.8 588.6 411.9 2,072.8 63.2 176.1 2,312.1
Marina Noreste 254.4 0.0 0.0 38.5 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 0.0 354.2 0.0 2,059.2 0.0 0.0 2,059.2
Norte 0.0 11.0 0.0 2.2 0.0 63.2 176.1 239.3
Sur 0.0 23.8 234.4 371.2 13.6 0.0 0.0 13.6

37
la subcuenca denominada Sonda de Campeche y los
descubrimientos de campos de gas y condensado se
dieron en la subcuenca el Litoral de Tabasco.
En la Sonda de Campeche, con la perforación y ter-
minación del pozo Utsil-1 y la identificación de un
área con reservas posibles en el campo Kayab con el
pozo Kayab-1ADL se incorporaron 254.4 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. En el Litoral
de Tabasco se incorporaron los mayores volúmenes
de aceite, gas y líquidos derivados del gas descu-
biertos en el país durante 2010, estos volúmenes se
registraron mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL,
como resultado de la incorporación de reservas por
la perforación del pozo delimitador Tsimin- 1DL, así
como la incorporación de reservas posibles en Xux.
Los principales descubrimientos realizados en 2010
son descritos a continuación, mostrando para cada
uno de ellos la información geológica, geofísica,
petrofísica y de ingeniería más relevante de cada
yacimiento.
Cuencas del Sureste
Tsimin-1DL
Con la caracterización de su modelo geológico estruc-
tural y la actualización continua del modelo de este
campo en función del pozo delimitador Tsimin-1DL, la
magnitud del volumen almacenado por el yacimiento
del Jurásico Superior del campo Tsimin descubierto
en 2008 se ha incrementado. El pozo exploratorio
delimitador Tsimin-1DL se localiza a 13 km al NW de
Frontera, Tabasco y a 91.7 km al NW de Cd. del Car-
men, Campeche, y a su vez a 3.3 km al NW del pozo
Tsimin-1. Geológicamente se ubica en el Pilar de Akal
alcanzó la profundidad de 6,230 metros, resultando
productor en el Jurásico Superior Kimmeridgiano de
aceite ligero de 43 °API, con gastos iniciales de 3,820
Figura 4.1 Plano de ubicación del campo Tsimin.
Numan
Nab Tunich
Baksha
Pit
Alak
Cantarell
Maloob
Zaap
Ku
Abkatún
Ek-Balam
T kíPol
Taratunich
Onel
Kastelan
Kayab
Yaxiltun
Chapabil
Ayatsil
Bacab
Tamil
Kach
Batab
Phop
Tson
Tekel
Citam
Sinán
Uech
Kax
Och
Kab
Chukua
Kix
Hayabil
Kopó
Chuhuk
Takín
Chuc
Pol
Caan
Etkal
Xulum
Behelae
Sikil
Homol
Noxal
Lakach
Lalail
Akpul
Tsimin-1DL
Ichalkil
Ayín
Cd. del Carmen
Frontera
Yum
Yaxché
Xanab
Amoca
Namaca
Yetic
Itla
Tabscoob
Poctli Tecoalli
May
Tsimin 1DL
Hokchi
Xux
Coatzacoalcos

Descubrimientos
38
barriles por día 17 millones de pies cúbicos por día,
de aceite y gas respectivamente, figura 4.1.
Geología estructural
Estructuralmente la zona está conformada por un anti-
clinal cuyo eje principal tiene una dirección Noroeste-
Sureste, afallado e intrusionado por un cuerpo salino.
El sistema de fallas presentes en el área de estudio
permitió a los cuerpos salinos atravesar secuencias
suprayacentes. El pozo Tsimin-1DL se ubica en el
flanco noroccidental de la estructura. La estructura
corresponde a un anticlinal asimétrico alargado, con
orientación NW-SE. Se ve afectado al Norte y Este por
fallamiento inverso quedando el anticlinal en el bloque
alto de la falla, este fallamiento compresivo se asocia
a tectónica salina de empuje, figura 4.2.
Estratigrafía
La columna estratigráfica del campo comprende ro-
cas sedimentarias que van en edad desde el Jurásico
Superior Kimmeridgiano al Reciente-Pleistoceno.
Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante
el análisis e identificación de foraminíferos planctó-
nicos índices en las muestras de canal y núcleos, así
como por marca eléctrica. La perforación del pozo
Tsimin-1DL al resultar productor de aceite ligero de
43 grados API, comprobó la extensión lateral del
yacimiento del Kimmeridgiano hacia la parte no-
roeste del anticlinal. A nivel del pozo, el yacimiento
se delimitó para la cima en la entrada del marcador
geológico Jurasico Superior Kimmeridgiano a 5,750
m y la base del yacimiento se ubicó a 6,115 m (base
de los disparos). En la figura 4.3, se muestra la co-
Figura 4.2 Mapa estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.
N
S
O E

39
rrelación estratigráfica que existe entre Tsimin-1DL
con los pozos cercanos.
Trampa
Para el yacimiento del Jurasico Superior Kimmerid-
giano y Cretácico se tiene una trampa de tipo estruc-
tural, correspondiente a un anticlinal alargado con
orientación SE-NW delimitado por fallas inversas que
siguen la misma orientación del anticlinal, la roca es
una caliza ligeramente fracturada para el Cretácico y
el Jurásico Superior Kimmeridgiano está constituido
de Dolomías y calizas dolomitizadas de tipo Packstone
a Grainstone de oolitas.
En la figura 4.4 se muestra una sección sísmica que
muestra el tipo de entrampamiento en donde cada
pozo está ubicado en bloques diferentes.
Roca almacén
La roca almacén en el banco oolítico del yacimiento
está constituida por dolomía mesocristalina con buena
impregnación de aceite, en su origen fue packstone a
grainstone de oolitas, ooides y pellets, con porosidad
secundaria intercristalina, móldica, en fracturas y en
cavidades de disolución de 8-10 por ciento, es esta
zona se cortaron los núcleos 3 y 3 complemento. Las
facies de borde de banco, donde se cortó el núcleo
4, está representado por packstone a grainstone de
peletoides en partes dolomitizado, con porosidad
intergranular, intercristalina y en microfracturas de ±
4 por ciento, presenta regular impregnación de aceite.
Las facies lagunares están formadas por packstone
a grainstone de ooides y peletoides que presentan
impregnación de aceite en porosidad intergranular y
en microfracturas, con intercalaciones de mudstone
parcialmente dolomitizado (dolomía cripto a micro-
cristalina) con impregnación de aceite en la porosidad
intercristalina y en microfracturas.
Roca generadora
La roca generadora es de edad Jurásico Superior
Tithoniano que se caracteriza por tener una distribu-
ción regional, está constituida por lutitas bituminosas
Figura 4.3 Correlación estratigráfica del pozo Tsimin-1DL con pozos vecinos.
Tsimin-1DLXux-1 Kinbe-1Tsimin-1
N1 N1
III 5 565 5 620
5,0404,6625,500 5,115
N2-2C
III
N2-2C
N2C2
N2
N1
N2C
III N1
N1C
III: 5,565-5,620 m
Productor de aceite
s/aforar por baja
presión III: 5,240-5,300 m.
Qo=4,348 bpd
Qg=11.04 mmpcd
°API= 43
Ptp=1,646 psi
Est .=7/8”
Detonó 35 de 60 m
5,145-5,205 m.
Intervalo
propuesto
IV
5,962
N2
N4
N3
II
N3
II
5,240
N3 3C II
5,750
N3
5,640
II: 6,000-6,070 m.
Qo=5,420 bpd
Qg=25.12 mmpcd
ºAPI=43
RGA=826 m3/m3
Ptp=3,781 psi
Est=¾“ II: 5,282-5,340 m.
Qo=4,354 bpd
Qg=3.8 mmpcd
°API=40 III
5,683-5,750 m.
Intervalo
propuesto
II: 5,775-5,850 m.
Qo=3,787 bpd
I
N5
N4
N4
N3-3C II
N4I: 6,260-6,317 m.
Qo=1,000 bpd
Qg=3.49 mmpcd
ºAPI=43
RGA=622 m3/m3
Ptp= 1,048 psi
Est = ½“
Est.=1/2”
5,880-5,950 m.
Intervalo
propuesto
II
p opuesto, p
Qg=16.2 mmpcd
°API= 42
Ptp=2,014 psi
Est .=7/8”
N6
PT 6,525 m
N4
I
PT 5,728 m
I
N5
I: 5,605-5,650 m.
Qo=3,609 bpd
Qg=22.87 mmpcd
°API=40
Est. =5/8”
I: 6,065-6,115 m.
Qo=3,846 bpd
Qg=16.99 mmpcd
°API= 43
Ptp=2,141 psi
Est .=7/8”
I
6,137-6,180 m.
PT 6,230 m
PT 6,230 m
I En evaluación

Descubrimientos
40
y calizas arcillosas bituminosas. Se tienen espesores
máximos hasta 300 metros.
Roca sello
El sello superior para el yacimiento del Jurásico Su-
perior Kimmeridgiano son las lutitas y el mudstone
arcilloso de edad Jurásico Superior Tithoniano cons-
tituido por mudstone a wackestone café oscuro y gris
oscuro arcilloso, con pequeñas intercalaciones de
lutita gris oscuro a negro, calcárea en partes arenosa y
de aspecto bituminoso, con espesores hasta 365 m.
Yacimiento
En el yacimiento del Jurasico Superior Kimmeridgia-
no, la base de esta secuencia está representada por
cuerpos oolíticos con intercalaciones de terrígenos
finos lo que representa ambientes de baja energía y
cercanos a la costa (ambiente lagunar). Hacia la cima
del Kimmeridgiano la roca es litológicamente homo-
génea y están constituidas por dolomías correspon-
dientes en su origen a litofacies de carbonatos de alta
energía del tipo packstone a grainstone de ooides y
oolitas, con cantidades menores de pisolitos, con una
textura grano soportada, que corresponden a facies
de bancos oolíticos.
Las pruebas de producción aportan 17 millones de
pies cúbicos gas natural y 3,820 barriles de conden-
sado por día en su primer intervalo, mientras que
en el segundo 16.2 millones de pies cúbicos y 3,787
barriles por día. Las relaciones gas – condensado y la
densidad de los mismos de alrededor de 43 grados
API confirman que se trata de un yacimiento de gas
y condensado.
Reservas
Las reservas totales de petróleo crudo equivalente
incorporadas equivalen a 348.8 millones de barriles.
Utsil-1
El pozo exploratorio Utsil-1 que se localiza a 132 km
al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, y a 5.5 Km
Figura 4.4 Sección sísmica que ilustra la trampa en el campo.
Tsimin-1DL Tsimin-1
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000

41
al NE del pozo Tekel-1, geológicamente se ubica en
la porción noroeste de la Fosa de Comalcalco, en
el borde con el Pilar de Akal, figura 4.5. Alcanzó la
profundidad de 3,950 m, resultando productor de
aceite de 9.5 grados API en rocas de Cretácico Me-
dio y Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior
(BTPKS) con un gasto de aceite de 3,207 barriles por
días y 0.5 millones de pies cúbicos de gas por día con
bombeo electro centrífugo.
La estructura donde se ubica el pozo Utsil-1 se de-
fine como un anticlinal angosto de 2.2 kilómetros
de ancho por 5.7 kilómetros de longitud, orientado
Este-Oeste y limitado en ambos flancos por fallas
inversas. Se considera a esta estructura como un
anticlinal alterno y adyacente a la estructura Numán,
si bien tiene una posición estructural más baja, fi-
gura 4.6.
Estratigrafía
La columna geológica del campo, comprende rocas
sedimentarias que van en edad desde el Jurásico Su-
perior Tithoniano al Reciente-Pleistoceno. Sus cimas
cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e
identificación de foraminíferos planctónicos índices
en las muestras de canal y núcleos, así como por
marca eléctrica. Con la perforación del pozo explora-
torio Utsil-1 se descubrió el yacimiento del Cretácico
de aceite pesado, cuya cima en la Brecha Terciario
Paleoceno Cretácico Superior a 3,562 m y la base del
yacimiento a 3,787 m (dentro del Cretácico Medio) a
nivel del pozo.
Trampa
El pozo Utsil-1 fue perforado en la porción central de
la estructura, como se observa en la sección sísmica
de la figura 4.7. El yacimiento del campo, a nivel de
Figura 4.5 Plano de localización del campo Utsil.
Numan
Nab Tunich
Baksha
Pit
Alak
Cantarell
Maloob
Zaap
Ku
Abkatún
Ek-Balam
T kíPol
Taratunich
Onel
Kastelan
Kayab
Yaxiltun
Chapabil
Ayatsil
Bacab
Tamil
Kach
Batab
Phop
Tson
Tekel
Utsil-1
Citam
Sinán
Uech
Kax
Och
Kab
Chukua
Kix
Hayabil
Kopó
Chuhuk
Takín
Chuc
Pol
Caan
Etkal
Xulum
Behelae
Sikil
Homol
Noxal
Lakach
Lalail
Akpul
Tsimin
Ichalkil
Ayín
Cd. del Carmen
Frontera
Yum
Yaxché
Xanab
Amoca
Namaca
Yetic
Itla
Tabscoob
Poctli Tecoalli
May
Tsimin
Hokchi
Xux
Coatzacoalcos

Descubrimientos
42
Figura 4.6 Mapa estructural de la cima de la Brecha-Cretácico.
Figura 4.7 Correlación sísmica entre las estructuras Numan, Utsil y Tekel para la cima de la Brecha-
Cretácico.
Utsil-1Tekel-1 Numan-1
2,000
3,000
4,000
5,000

43
la Brecha del Cretácico Superior, está definido en su
entrampamiento por una componente estructural.
Roca almacén
La roca almacén, para la parte superior del Cretácico
está constituida por una brecha sedimentaria en par-
tes dolomitizada, compuesta por clastos hasta de 20
centímetros de mudstone, wackestone y dolomías,
con porosidad secundaria intercristalina, en fracturas
y en cavidades de disolución con buena impregna-
ción de aceite, la permeabilidad se ve incrementada
por fracturamiento y disolución, ver figura 4.8. En
el Cretácico Medio la roca almacén la componen
intercalaciones de dolomía micro a mesocristalina
y mudstone a wackestone dolomitizados de intra-
clastos y bioclastos, la porosidad principal es de tipo
secundaria intercristalina y en fracturas, con regular
impregnación de aceite, la permeabilidad se ve incre-
mentada por fracturamiento.
Roca generadora
En lo que respecta a la roca generadora, los resul-
tados de los biomarcadores permiten definir que
los hidrocarburos se generaron en rocas del Jurá-
sico Superior Tithoniano en un ambiente marino
carbonatado.
Figura 4.8 Roca almacén de la Brecha-Cretácico Superior.
Núcleo 1
BTp-Ks
Pi 45°
45°
N2
N1
II Intervalo
propuesto:
3,575-3,655 m
BTp-Ks
Núcleo 2
I
Km
Intervalo
propuesto:
3,700-3,780 m
Km
Ki
N3
JsT
N3

Descubrimientos
44
Roca sello
La roca sello en la parte superior del yacimiento
está constituido por 110 m de lutita bentonítica del
Paleoceno, la base del yacimiento está definida por
un cambio litológico estableciéndose un límite físico
a 3,787 m a nivel del pozo Utsil-1.
Yacimiento
El yacimiento se ajusta a un modelo de yacimiento
homogéneo infinito con almacenamiento variable,
asociado a la distribución del modelo sedimentario de
las Brechas; en la prueba de presión producción en
el intervalo II 3,575-3,655 metros verticales bajo mesa
rotaria, se obtuvo una presión estática de yacimiento
de 219.8 kilogramos por centímetro cuadrado (3,126
libras por pulgada cuadrada), con una temperatura de
109 grados Celsius (228 grados Fahrenheit), resultan-
do productor de aceite de 9.5 ºAPI; con un gasto de
aceite de 3,207 barriles por día y un gasto de gas de
0.49 millones de pies cúbicos por día por estrangula-
dor de 2”, con equipo de bombeo electro centrífugo
operando con una frecuencia de 62 Hz.
Reservas
Se construyó el modelo estático del yacimiento con la
finalidad de calcular los volúmenes originales y de re-
servas de hidrocarburos en sus diferentes categorías
(probadas, probables y posibles). El volumen original
total o 3P estimado es de 811.1 millones de barriles
de aceite y 136.6 miles de millones de pies cúbicos
de gas. Las reservas originales totales o 3P son 104.0
millones de barriles de aceite y 17.8 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas con un área total de 10.9
km2, que en conjunto equivalen a 104.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas
probadas de petróleo crudo equivalente ascienden a
26.8 millones de barriles y las reservas probadas más
probables 2P 46.8 millones de barriles, con un área de
5.8 km2 y 8.2 km2 respectivamente. Los factores de
recuperación de hidrocarburos para cada una de las
categorías de reservas se estimaron con un modelo
de simulación inicial.
4.3 Descubrimientos terrestres
Las Cuencas productoras de gas no asociado en la
Región Norte del país continúan aportando nuevos
yacimientos con acumulaciones comerciales; volú-
menes de gas húmedo y de gas seco siguen siendo
descubiertos en las cuencas de Burgos y de Veracruz.
En la Región Sur las Cuencas del Sureste en su por-
ción terrestre aportaron nuevos yacimientos de gas y
condensado, de aceite ligero y súper ligero. De ma-
nera integrada las Regiones Sur y Norte incorporaron
reservas 3P por 405.6 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente representando el 28.2 por ciento del
total nacional de las reservas 3P incorporadas en 2010.
La fase aceite de petróleo crudo equivalente equivale
a 269.2 millones de barriles y la fase de gas natural es
de 626.3 miles de millones de pies cúbicos.
Los yacimientos terrestres más trascendentes del
2010 se descubrieron en las Cuencas del Sureste
dentro de la Región Sur. La incorporación de aceite
de estos yacimientos fue de 258.2 millones de barri-
les y la de gas natural fue de 384.8 miles de millones
de pies cúbicos, estos volúmenes en conjunto do-
cumentan un valor de 347.9 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. Las mayores volúmenes
de reservas durante 2010 realizadas en la Región
Sur se obtuvieron con los pozos Pachira-1 del Activo
Integral Samaria-Luna y con Bricol-2DL del Activo
Integral Bellota-Jujo.
La incorporación de reservas 3P en la Región Norte
fue de 57.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, el gas no asociado de las cuencas de
Burgos, Sabinas y Veracruz participa con el 81.0 por
ciento de este volumen. El gas natural no asociado
incorporado en 2010 por la Región Norte es de 239.3
miles de millones de pies cúbicos, de este volumen
sobresale la participación del 59.4 por ciento del Ac-

45
tivo Veracruz, con el descubrimiento del pozo Rabel-1
en arenas del Mioceno Medio e Inferior productoras
de gas seco. Los descubrimientos de la Cuenca de
Burgos son menores en tamaño comparados con el
resto de las cuencas, en parte por tratarse de una
cuenca muy explorada y madura en cuanto a la can-
tidad de descubrimientos que históricamente se han
registrado en ella y en parte por ser gasífera. Aún con
esta condición la cuenca de Burgos sigue aportando
descubrimientos como los descubiertos por los pozos
Cucaña-1001, Monclova-1001 y Jaraguay-1.
Cuenca de Veracruz
Rabel-1
El pozo Rabel-1 se localiza en el Sureste de la República
Mexicana, en la parte Sur del estado de Veracruz, a 16.3
kilómetros al Noroeste de la ciudad de Isla, Veracruz y a
39.8 kilómetros al Sureste del pozo Kabuki-1, figura 4.9.
Geológicamente se encuentra en la Cuenca Terciaria
de Veracruz y sísmicamente sobre la traza 1312 de la
línea sísmica 872 del estudio sismológico Tesechoacán
3D. Pertenece al Activo Integral Veracruz.
El pozo logró su objetivo al resultar productor de gas
seco en el intervalo 2,081-2,095 metros bajo la mesa ro-
taria, en sedimentos de edad Mioceno Medio y alcanzó
una profundidad total de 2,240 metros. El yacimiento
está constituido por un cuerpo masivo de areniscas
de grano fino a medio con intercalaciones de lutita,
que corresponden a un sistema de depósito de facies
canalizadas y desbordes proximales a distales.
El pozo se ubica en el flanco Noroeste de una estruc-
tura con orientación Noroeste-Sureste, que tiende a
Figura 4.9 Mapa de ubicación del pozo Rabel-1.
Veracruz
N
EO
S
Mata Pionche
Miralejos
Cópite
Playuela
Vistoso
Golfo de México
Angostura
Mecayucan
Playuela
Cocuite
Papán
Apertura
Madera
Alvarado
Tierra Blanca
San Pablo
Lizamba
Cosamaloapan
Kabuki
Arquimia
Perdiz
Estanzuela
Rincón Pacheco
Veinte
Novillero
Mirador
Nopaltepec
Tres Valles
Rabel‐1
0 10 20 Km.
Cauchy

Descubrimientos
46
levantarse hacia el Sureste, ésta se caracteriza por
altos valores de amplitud sísmica, asociadas a siste-
mas canalizados y depósitos de abanico de piso de
cuenca de aporte múltiple, de forma alargada con una
longitud de 6.5 kilómetros y ancho variable, como se
observa en la figura 4.10.
Figura 4.10 Línea y traza con anomalía de amplitud RMS que ilustran el comportamiento es-
tructural del yacimiento Rabel-1.
Mapa RMS con contornos en profundidad c/50 m.
1,200
NESW Rabel-1
LS_MS_06_98
LS_MS_05_73
Área =4.5 km2
1,400
1,600
1,800
LS_MS_09_26
L 872
PP1:
Pwh= 3,170 psi
Qg= 7.03 mmpcd
Est. 5/16”
Yacimiento
Prof. 2,095 mbnm
LS_MM_11_70 P.T. 2,240 mbmr / 2,220 mbnm
Najucal-1
Rabel-1 1,200
1,400
L-872
SENW
Rabel-1
LS_MS_06_98
LS_MS_05_73
1 km
1,600
1,800
1 Km
T-1312
PP1:
Pwh= 3,170 psi
Qg= 7.03 mmpcd
Est. 5/16”
P.T. 2,240 mbmr / 2,220 mbnm
LS_MS_09_26
LS_MM_11_70
Figura 4.11 Mapa de facies sedimentarias y registros que muestran el modelo
sedimentológico del yacimiento.
Rabel-1 Abanico submarino de piso de cuenca N
EO
S
Iliniza-1
N1
Najucal-1
RABEL-1
Canal/complejo de canal
D b d i lDesborde proximal
Desborde distal
1 Km

47
Estratigrafía
En la Cuenca Terciaria de Veracruz se han identificado
5 unidades productoras, que van desde el Mioceno In-
ferior al Plioceno Inferior, dentro de éstas se encuentra
el yacimiento del campo Rabel, en la que corresponde
al cuerpo MM_11.7 del Mioceno Medio, tiene como
límite inferior la discordancia LS_MI_16_38 y como
límite superior a una máxima superficie de inundación
MSI_MM_11_20, el rango de edad establecido es de
11.2 a 11.7 millones de años. El ambiente sedimenta-
rio corresponde a un abanico submarino cuyas facies
están representadas por un complejo de canales y
desbordes proximales a distales, figura 4.11.
Trampa
El objetivo corresponde a una trampa de tipo combina-
da,ligeramenteflanqueadahacialaporciónOrientedela
cimadelaestructuraRodríguezClara,cuyoalineamiento
tiende a levantarse hacia el Sureste, de forma alargada
y con una orientación en dirección Noroeste-Sureste,
cubriendo un área de 4.5 kilómetros cuadrados.
Roca almacén
La roca almacén del yacimiento Rabel se compone de
una arenisca masiva de grano fino a medio, con buena
clasificación, su porosidad es de tipo intergranular,
con lutitas intercaladas que presentan laminaciones
paralelas y cruzadas, los clastos están subredondea-
dos, con buena clasificación, que corresponden a
un complejo de canales pertenecientes a un abanico
submarino, figura 4.12.
Roca generadora
La composición molecular del gas del pozo Rabel-1
(intervalo 2,081-2,095 m) indica presencia de Gas
Seco (contenido de Metano=95.6 por ciento) y la
composición isotópica indica que es de tipo Bio-
génico (Delta Carbono 13 = -66.66). Estos datos
muestran una mezcla de gas biotermogénico, sin
embargo el de mayor porcentaje es de tipo bio-
génico que proviene de las rocas generadoras del
Mioceno, encontrado en casi todos los pozos que
han cortado esta formación en la porción Norte del
área y cuya información geoquímica ha reportado
un COT (Contenido Orgánico Total) residual de 0.9
por ciento (1.5 por ciento original) proveniente de
un Kerógeno tipo III. El gas biogénico es generado
por la reacción química bacteriana con la materia
orgánica a profundidades menores a 1000 metros,
se lleva a cabo a temperaturas menores de los 80°
Celsius y en ambientes con rápida y alta tasa de
sedimentación.
Figura 4.12 Calidad de la roca almacén del yacimiento Rabel.
Tamaño
Secuencia Bouma ideal
Mecanismo
2,081 2,089
Desborde distalCanal Canal principal
ɸ= 25%
k= 406 md
D
A
A
ɸ= 28%
ɸ= 31%
k= 531 md
ɸ= 28%
k= 682 md
grano
E
Características transporte
E
Lodo
Interturbidita
Generalmente lutita
intemperizada
Suspensión
AB A
C
B
Aɸ= 32%
k= 1,102 md
ɸ= 28%
k= 593 md
ɸ= 26%
k= 30 md
ɸ= 30%
k= 337 md
ɸ= 29%
k= 741 md
ɸ= 28%
ɸ= 29%
k= 611 md
A
A
C
D
B
Arena
Limo
D Laminación paralela sup. Mezcla
C
Laminación en rizaduras,
ondulante o convoluta
Tracción
B
Laminación en planos
paralelos
C
D
A
A
A
ɸ= 30%
k= 1 801 md
ɸ= 30%
k= 1,009 md
k= 30 md
k= 622 md
A
Bouma, 1962
A
Arena
agranuladoenlabase
A Masiva a gradada Suspensión
A
A
C
B
k= 1,801 md
ɸ= 31%
k= 1,053 md
ɸ= 30%
k= 1,399 md
ɸ= 31%
k= 443 md
ɸ= 31%
k= 583 md
ɸ= 29%
k= 781 md
ɸ= 28%
k= 684 md
ɸ= 28%
k= 623 md
ɸ= 30%
k= 540 md
A

Descubrimientos
48
Roca sello
La información que se tiene de toda la columna es-
tratigráfica de la cuenca, aunada a los datos sísmicos
y a los patrones de registros geofísicos de los pozos
existentes en el área, evidencian la existencia de es-
pesores considerables de rocas arcillosas (20 a 400
metros) e inducen a postular que dichos espesores
de lutitas funcionan como sellos regional y local para
todas las trampas que contienen los hidrocarburos de
la Cuenca Terciaria de Veracruz.
Yacimiento
El análisis petrofísico de los registros geofísicos
para el yacimiento Rabel (2,080-2,121 m) definió un
espesor bruto y neto de 41 y 36 metros respecti-
vamente, una relación neto/bruto de 87 por ciento
y un espesor neto impregnado de 30 metros. La
porosidad calculada fue de 28 por ciento, una per-
meabilidad de 709 milidarcys, saturación de agua
(Sw) de 20 por ciento y un volumen de arcilla (Vcl)
de 14 por ciento. Para el núcleo 1 cortado en el
yacimiento la porosidad varía de 25 a 31 por ciento
y la permeabilidad de 23 hasta 1500 milidarcies. El
pozo resultó productor de gas seco con 7.0 millones
de pies cúbicos por día.
Reservas
Con la evaluación del modelo geológico integral, se
determinaron los parámetros necesarios para evaluar
la reserva técnica del yacimiento, definiendo un área
total de 4.9 kilómetros cuadrados; con una reserva
probada de gas natural de 54.5 miles de millones de
pies cúbicos, una reserva probada más probable de
73.9 miles de millones de pies cúbicos y finalmente
142.1 miles de millones de pies cúbicos en la reservas
probadas más probables más posibles.
Cuencas del Sureste
Pachira-1
El pozo Pachira-1 se localiza al Este de la ciudad de
Paraíso, Tabasco y al Noroeste del campo Sen, figura
4.13. Geológicamente se encuentra en el límite Orien-
tal de la Cuenca Reforma-Comalcalco.
Figura 4.13 Plano de localización del campo Pachira.
N
O E
Pachira-1
S

49
El modelo estructural del área se observa en la figura
4.14; donde se puede ver el comportamiento estruc-
tural que sube hacia el campo Sen y baja hacia el pozo
Pachira-1, separado por un anticlinal en la zona del
pozo de Melocotón-1. Forma parte del alineamiento
estructural Sen-Pachira donde ambos pertenecen al
bloque cabalgante limitado al Este por una falla inversa
de dirección Noroeste-Sureste con caída al Oeste.
Estratigrafía
La columna geológica explorada en este campo in-
cluye rocas que varían en edad del Cretácico Medio
al Plioceno-Pleistoceno, se interrumpe la columna a
nivel Albiano Inferior por efecto de una falla inversa
que repite los estratos del Terciario, probablemente
Paleoceno-Eoceno. Se encuentra discordante el límite
Mioceno-Oligoceno por ausencia del Oligoceno Su-
perior, figura 4.15.
Trampa
La trampa es un anticlinal con orientación Noroeste-
Sureste, limitado al Este por una falla inversa y hacia
el Norte, Sur y Oeste, presenta cierre estructural por
buzamiento de sus capas. Sus dimensiones son 2 ki-
lómetros de ancho por 3 kilómetros de largo para una
superficie aproximada de 6 kilómetros cuadrados para
el Cretácico Medio y 3 kilómetros de largo por 3 kiló-
metros de ancho para una superficie aproximada de
9 kilómetros cuadrados para el Cretácico Superior.
Roca almacén
La roca almacén del Cretácico Medio consiste de
mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y
micro fracturado, con impregnación de aceite ligero
y residual, figura 4.16. El espesor bruto de estas rocas
es de 226 metros, con un espesor neto impregnado
de 85 metros, el medio ambiente de depósito es de
cuenca.
Figura 4.14 Mapas estructurales de los horizontes Cretácico Superior y Medio.
Cretácico MedioCretácico Superior

Descubrimientos
50
La roca almacén del Cretácico Superior consiste de
mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y
micro fracturado con impregnación de aceite resi-
dual y ligero en porosidad secundaria intercristalina
y microfracturas.
El espesor bruto de estas rocas es de 155 metros,
con un espesor neto impregnado de 83 metros.
El ambiente de depósito de estas rocas es de
cuenca.
Roca generadora
La información existente en el área nos indica que la
roca generadora de hidrocarburos en estos yacimien-
tos, corresponde a un mudstone arcillo-carbonoso
con alto contenido de materia orgánica perteneciente
al Jurasico Superior Tithoniano.
Roca sello
La información que se tiene de la columna estrati-
gráfica de la cuenca, además de los datos sísmicos y
los registros geofísicos de los pozos existentes en el
área, proporcionan la existencia de espesores consi-
derables de rocas arcillosas e inducen a postular que
los espesores de lutitas del Paleógeno y margas del
Cretácico Superior funcionan como sellos regional y
local para las trampas que contienen los hidrocarbu-
ros en el área.
Figura 4.15 Columna estratigráfica presente en el campo.
n
Cretácico Superior
o
Litología
RocaAlmacé
RocaSello
Ambiente
Plioceno
Pleistoceno
2,015 m
.
.
.
.
.
.
. .
. . .
. .
. . .
.
. .
.
.
Sistema
Periodo
Edad
Terciari
Mioceno
Sal
Oligoceno
T TT T
TT T
T T
T T
4,190 m
4,650 m
.
. .
. . .
T T
T T
T .
.
.
T
.
.
.
.
.. .
. . .
. .
. . .
T T
TT T
T T
TT T
.
. .
.
. .
T T
TT T
T T
TT T
. .
. .
. .
. . .
Eoceno
Maastrichtiano
Campaniano
Superior
TT T T T
4,920 m
Paleoceno
5,275 m
5,430 m
5,500 m
. .
. . .
. .
. . .
. .
. . .
.
. ..
Intervalo productor
5,900-5,920 y 5,953-5,962
Aceite= 3,019 bd 41.6 °API
Gas= 7.904 mmpcd
Estrangulador = 1/2”
Cretácico Medio
Cretácico
Santoniano
Coniaciano
Turoniano
Cenomaniano
Sedio
Albiano
Superior
5,900
Albi
5,920
5,953
5,962
5,890 m
6,035 m
Rampa interna
Ambientes
M
Albiano
Inferior
Albiano
Medio
P.T. 6,253 m
Indeterminado
6,115 m
T TT T T T
T TT T
T T
Rampa interna
Rampa externa
Cuenca Falla inversa

51
Yacimiento
Los yacimientos están constituidos por mudstone-
wackestone recristalizado, con porosidad intercris-
talina y microfracturas, con impregnación de aceite
ligero, la presencia de manifestación de hidrocarburos
inicia desde la profundidad de 5,785 metros desarro-
llados, con lecturas altas de gas en el lodo.
Los resultados obtenidos de la evaluación petrofísica
para el Cretácico Superior, en el intervalo 5,739-5,896
metros desarrollados bajo la mesa rotaria (5,407-5,562
metros verticales) aportaron: un espesor bruto de 155
metros, un espesor neto impregnado de 83 metros,
para una relación neto-bruto de 0.5, con una porosi-
dad promedio de 5.3 y saturación de agua promedio
de 2.3 por ciento.
Para el Cretácico Medio, que resultó productor de
aceite de 39° grados API, en los intervalos 5,900-5,920
y 5,953-5,962 metros, con una producción de 3,019
barriles diarios de aceite y 7.5 millones de pies cúbi-
cos de gas, la presión de fondo es de 569 Kilogramos
sobre centímetros cuadrado (kg/cm2). Se estimo un
espesor bruto de 226 metros, espesor neto impreg-
nado de 85 metros, con una relación neto-bruto de
0.38, porosidad y saturación de agua de 3.6 y 22 por
ciento, respectivamente.
Reservas
Las reservas totales o 3P estimadas para el bloque
Pachira fueron de 25.0 millones de barriles de
aceite, 66.9 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural y 40.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. Las reservas de petróleo crudo
equivalente para la categoría probada, equivalen
a 24.2 millones de barriles, mientras que en la
categoría de posible se tienen 16.2 millones de
barriles.
Figura 4.16 Micrografías que muestran la calidad de la roca almacén del yacimiento Cretácico Medio.
EpifluorescenciaLuz natural
Cretácico Superior
Int. potencial
Int. no disparado
Intervalo productor
5,900-5,920
5,953-5,962
Cretácico Medio

Descubrimientos
52
Bricol-2DL
El campo Bricol se encuentra en el área productora
Chiapas-Tabasco, 13 kilómetros al Oeste de la ciudad
de Comalcalco, Tabasco, figura 4.17, dentro de la ju-
risdicción del Activo Integral Bellota-Jujo. El campo
se conforma por una estructura asimétrica compuesta
por tres altos estructurales, con orientación aproxi-
mada Noroeste-Sureste. Actualmente se cuenta con
4 pozos productores en este campo, todos a nivel
del Jurásico Superior Kimmeridgiano, sumando una
producción promedio de 17,500 barriles por día de
aceite volátil de 37 grados API y 23 millones de pies
cúbicos diarios de gas.
El campo Bricol se conforma por una estructura asi-
métrica compuesta por tres altos estructurales, con
orientación aproximada Noroeste-Sureste, figura
4.18. Como se alcanza a apreciar en la figura, los blo-
ques I y II de Bricol, son aproximadamente paralelos a
los bloques de Yagual y Chinchorro, respectivamente.
Hacia el flanco Este, ambos bloques están limitados
por fallas inversas asociados a una dualidad de tectó-
nica salina y esfuerzos compresivos. El bloque III se
encuentra más bajo que los otros dos, aparentemente
debido a un colapso por evacuación de sal.
Estratigrafía
La columna atravesada por los pozos perforados hasta
la fecha, comprende rocas que varían en edad, desde
el Jurásico Superior Kimmeridgiano, hasta rocas de
edad Plioceno-Pleistoceno. La sección estratigráfica
de la figura 4.19 ilustra la interpretación estratigráfica,
a nivel del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgia-
no, entre los pozos de este campo. Todos ellos son
productores a nivel Kimmeridgiano.
Las rocas del yacimiento Jurásico Superior Kimmerid-
giano, dada la presencia de bancos oolíticos en la uni-
dad 2 del pozo Bricol-2DL, se infiere corresponden a
un ambiente de depósito de rampa de alta energía.
Figura 4.17 Mapa de ubicación del campo Bricol.

53
Figura 4.18 Configuración en profundidad de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.
N
S
O E
BricolBricol--11
Figura 4.19 Sección estratigráfica entre los pozos del campo Bricol.
B i l 1 B i l 21 B i l 1DL B i l 2DL
1,272m 1,190m 7,699m
0
Bricol-1 Bricol-21 Bricol-1DL Bricol-2DL
Jurásico Tithoniano
-200
-100
Sedimentos
de alta
JSK1
Qo = 1,487 bpd
Rampa externa ?
-300
energía,
bancos
oolíticos
urásicoKimmeridgiano
JSK2
JSK3
JSK2
Qo = 5,215 bpd
Qo = 8,700 bpd
Sedimentos de baja energía
Rampa interna
-500
-400
Ju
JSK4
DolomíasSin manifestar
??5,872-6,003 md
(agujero descubierto)
Est. 3/8”
Qo = 5,215.78 bpd
Qg = 7.36 mmpcd
RGA = 351 m3/m3
PTP cdo = 501 kg/cm2
API =36°
6,720-6,755 md
Est = 3/8¨
Qo = 1 487 bpd
6,170-6,543 md
(agujero descubierto)
Est = ½”
Qo = 8,700 bpd
Qg = 12.3 mmpcd
PTP = 472 kg/cm2
API = 37
-600
Qo = 1,487 bpd
Qg = 1.81 mmpcd
RGA = 218
PTP = 102 kg/cm2
API = 37
Intervalo productor Intervalo disparado Intervalos productores

Descubrimientos
54
Trampa
Las trampas que conforma este yacimiento a nivel
Mesozoico, son del tipo estructural, como se puede
apreciar en la figura 4.20. Las fallas inversas presentes
en el flanco Este de los bloques I y II, están asociadas
a la tectónica compresiva del área y representan un
cierre contra falla. Hacia el flanco Oeste de ambos
bloques, el cierre estructural se da por buzamiento,
aunque éste es más fuerte en el bloque I. Contrasta
con lo anterior el carácter estructural del Bloque III,
el cual se considera un bloque colapsado por eva-
cuación de sal, motivo por el cual quedó más bajo
estructuralmente que los bloques generados por
compresión. Como referencia, el área del Bloque II
a nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano es de 23
kilómetros cuadrados.
Roca almacén
A nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano, en el
bloque I predomina la presencia de intervalos de
packstone de bioclastos recristalizado con microfrac-
turas, algunas de ellas impregnadas de aceite ligero
y pesado; se tiene alternancia con algunos intervalos
de mudstone-wackestone y en menor cantidad de
intervalos de grainstone de oolitas correspondientes
con un ambiente de depósito de rampa interna. En el
bloque II, el pozo Bricol-2DL, es muy similar al bloque I
en la parte alta del JSK, solo que con menor presencia
de mudstone-wackestone; sin embargo, a partir de la
profundidad de 6,550 metros desarrollados y hasta la
profundidad total del pozo presentó una columna de
dolomía mesocristalina con microfracturas que no se
presentó en el bloque I. Dicha columna corresponde
con los intervalos productores de este pozo.
A nivel Cretácico Medio, la columna se caracteriza por
un mudstone de planctónicos y bioclastos, fracturado,
depositado en un ambiente de cuenca.
Roca generadora
Con base en los estudios geoquímicos de biomarca-
dores e isotopía que se han realizado en los aceites
de los campos del área, es clara la presencia de dos
subsistemas de generación para el área Chiapas-
Tabasco: Tithoniano carbonatado y Cretácico Inferior.
En este caso la generación proviene de sedimentos
del Jurásico Superior Tithoniano. Las características
geoquímicas de estos aceites nos señalan que las
rocas generadoras tienen una afinidad a ambientes
Figura 4.20 Sección sísmica en profundidad mostrando las fallas inversas que caracterizan el cierre estructural
hacia el flanco Este de los bloques Noroeste y Sureste.
3,000
Bricol-1 Bricol-1DL Bricol-2DL
4,000
5,000
6,000
7,000

55
marino-carbonatados, con baja proporción de arcillas
que fueron depositadas en condiciones de rampa.
Roca sello
El sello superior para el Jurásico Superior Kimmerid-
giano lo constituyen rocas arcillo-calcáreas de cuenca,
de edad correspondiente al Tithoniano. Dichas rocas
han probado su efectividad como sello en los campos
que se tienen en el área. Para el Cretácico Medio, el
sello lo constituyen las margas y lutitas del Cretácico
Superior y Paleógeno.
Yacimiento
Para el correspondiente al Jurásico Superior Kimme-
ridgiano, está constituido por packstone de bioclastos
recristalizado, con microfracturas, algunas de ellas
impregnadas de aceite ligero y pesado; se tiene
alternancia con algunos intervalos de mudstone-
wackestone y grainstone de oolitas correspondientes
a un ambiente de depósito de rampa interna. El blo-
que del pozo Bricol-2DL, es similar al bloque I en la
parte alta del JSK, pero a partir, de la profundidad de
6,550 metros desarrollados, se presenta una dolomía
mesocristalina con microfracturas.
Este campo se descubrió con la perforación del
pozo Bricol-1, el cual se terminó en febrero de 2009,
probando el intervalo 5,872-6,003 metros (JSK) en
agujero descubierto, resultando productor de aceite
volátil de 37 grados API con 5,216 barriles por día y
7.4 millones de pies cúbicos por día de gas, por un
estrangulador de 3/8 de pulgada.
Posteriormente en febrero de 2010, se terminó el pozo
delimitador Bricol-1DL, el cual se probó en el intervalo
7,060-7,003 metros, sin manifestar. Se disparó en el
intervalo 6,720-6,755 metros (JSK), reportando una
producción de 1,487 barriles por día y 1.8 millones
de pies cúbicos diarios, por un estrangulador de 3/8
de pulgada, por lo que se dio una reclasificación de
reservas del Bloque-I.
En mayo de 2010, se terminó el pozo Bricol-21, que-
dando como productor en agujero descubierto en el
intervalo 6,170-6,542 m., con 8,680 barriles diarios y
12.3 millones de pies cúbicos por día, por un estran-
gulador de ½ pulgada, ajustándose gradualmente a
un nivel de producción similar al Bricol-1.
En diciembre de 2010, se terminó el pozo delimitador
Bricol-2DL, para evaluar el potencial del Bloque-II. Se
disparó el intervalo (JSK) 6,638-6,689 metros, apor-
tando 1,971 barriles por día de aceite de 38 grados
API y 0.97 millones de pies cúbicos diarios de gas
por un estrangulador de 3/8”. Se realizó una prueba
de presión producción, determinándose con ella que
existía un daño de 40 debido a la penetración parcial,
por lo que se adicionaron los intervalos 6,540-6,575 y
6,605-6,620 metros; mejorando el flujo y alcanzando
la producción de 5,501 barriles y 5 millones de pies cú-
bicos diarios, por un estrangulador de ½ pulgada.
Reservas
Las reservas 3P estimadas para el bloque Bricol 2DL
fueron de 188.9 millones de barriles de aceite, 198.3
miles de millones de pies cúbicos de gas natural y
236.6 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente. Las reservas de petróleo crudo equivalente para
las categorías probada y probable son 31.4 y 163.2
millones de barriles respectivamente.
4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos
La dinámica de los volúmenes descubiertos en el
periodo de los últimos cuatro años (2007-2010), se
presentan en el cuadro 4.4, la agrupación es por
cuenca y las categorías de reserva se totalizan por
aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente. El
histórico de estas reservas corresponde al reportado
cada primero de enero del siguiente año.
Laincorporacióndenuevosyacimientosconvolúmenes
comerciales se ha mantenido desde el 2007 por arriba

Descubrimientos
56
del millón de barriles de petróleo crudo equivalente. El
valor más notorio de este periodo sigue siendo el volu-
men descubierto en 2009, sin embargo de los 1,437.8
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
descubiertos en 2010, treinta y nueve por ciento son
aportados por el gas natural, y de esta fracción, el gas
natural no asociado representa el 73. 4 por ciento.
La historia de los últimos cuatro años de actividad ex-
ploratoria ha mantenido la incorporación de reservas
de aceite y gas natural en valores superiores a los mil
dando un promedio aritmético de incorporación igual
a 1,436.7.0 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente por año.
La incorporación de reservas nuevas es fruto del es-
fuerzo que Pemex Exploración y Producción realiza
año con año en sus proyectos, las componentes de
estos proyectos son Evaluación del Potencial, Incor-
poración de reservas nuevas y la Delimitación de lo
descubierto. La participación de cada uno de estos
componentes es estratégico para el resultado final de
todos los años, el éxito exploratorio. Nuevamente las
cuencas del Sureste fueron las del mayor aporte de
volúmenes nuevos, en estas cuencas destacan los
yacimientos de las Regiones Marinas ubicados en los
horizontes geológicos del Cretácico Superior y el Ju-
rásico que son las rocas almacenadoras con mayores
acumulaciones en explotación y por desarrollar.
Desde el punto de vista del número de pozos con
éxito comercial, las cuencas del Sureste registraron
11 pozos en el 2010, le sigue la cuenca de Burgos con
9 pozos y finalmente las cuencas de Veracruz y de
Tampico-Misantla con 1 pozo respectivamente.
Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2007-2010.
1P 2P 3P
Año Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total
Cuenca mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce
2007 Total 129.1 244.3 182.8 467.5 944.8 675.4 708.3 1,604.0 1,053.2
Burgos 0.0 49.4 9.6 0.0 80.4 15.7 0.0 168.4 32.6
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 242.6 47.6 0.0 708.8 138.9
Sureste 128.8 160.6 166.4 466.7 556.2 598.9 706.1 650.6 865.2
Veracruz 0.3 34.3 6.8 0.8 65.6 13.2 2.2 76.2 16.5
2008 Total 244.8 592.0 363.8 681.5 1,134.8 912.4 1,095.6 1,912.8 1,482.1
Burgos 0.0 40.7 7.4 0.0 57.8 10.5 0.0 267.1 48.9
Sureste 244.8 440.8 335.2 681.5 798.2 848.3 1,095.6 1,331.9 1,372.9
Veracruz 0.0 110.6 21.3 0.0 278.9 53.6 0.0 313.8 60.3
2009 Total 276.4 566.2 388.9 617.7 1,277.9 879.2 1,008.1 3,733.0 1,773.9
Burgos 0.0 58.6 12.3 0.0 115.5 24.4 0.0 226.3 48.1
Sabinas 0.0 49.0 9.4 0.0 59.0 11.3 0.0 72.5 13.9
Sureste 276.4 451.4 365.8 617.7 1,096.2 842.0 1,008.1 3,427.0 1,710.5
Veracruz 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4
2010 Total 136.6 455.7 230.8 352.8 903.8 543.0 877.8 2,724.0 1,437.8
Burgos 0.0 20.2 4.3 0.0 40.3 8.4 0.0 78.0 16.4
Sabinas 0.0 6.2 1.2 0.0 10.4 2.0 0.0 19.1 3.7
Sureste 136.6 374.8 215.1 352.8 779.2 518.7 866.8 2482.6 1380.2
Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0
Veracruz 0.0 54.5 10.2 0.0 73.9 13.8 0.0 142.1 26.6

57
La comparación entre lo descubierto en 2009 con
respecto al 2010 refleja una reducción del 12.9 por
ciento de la fase aceite al pasar de 1,008.1 a 877.8
millones de barriles. Las proporciones de la composi-
ción del aceite descubierto en 2010 se ordenan de la
siguiente forma: 67.1 por ciento de aceite superlige-
ro, 29.0 por ciento de aceite pesado y 3.9 por ciento
de aceite ligero. El aceite superligero permitirá en el
corto plazo mejorar la mezcla del crudo mexicano de
exportación.
Comparando la fase gas natural, las reservas 3P des-
cubiertas en 2010 reflejan una reducción del 27.0 por
ciento respecto al volumen descubierto en 2009, se
paso de 3,733.0 a 2,724.0 miles de millones de pies
cúbicos. Sin embargo, aún con esta disminución la
tendencia del gas sigue en ascenso desde el año 2007.
Del total del gas natural descubierto en 2010, 84.9 por
ciento corresponde al gas no asociado y 15.1 por ciento
están atribuidos al gas asociado. Las proporciones de
la composición del gas natural no asociado descu-
bierto en 2010 se ordena de la siguiente forma: 89.7
gas y condensado, 7.6 por ciento gas seco y 2.7 por
ciento gas húmedo. Las cuencas gasíferas de Burgos
y Veracruz siguen aportando nuevos yacimientos y su
participación en el 2010 quedo registrada de la siguien-
te forma: Burgos 3.6 por ciento del total de gas natural
descubierto, Veracruz 5.2 por ciento del total de gas
natural descubierto. Las cuencas del Sureste aportaron
91.1 por ciento del total de gas natural descubierto.
La trayectoria de la tasa de restitución de las reservas
durante el período 2007 a 2010 se presenta en la fi-
gura 4.21, donde se aprecia el incremento sostenido
en los volúmenes incorporados de petróleo crudo
equivalente.
1P
2P
3P
mmbpce
2007 2009 2010
675.4
879.2
543.0
1,053.2
1,773.9
1,437.8
182.8
388.9
230.8
2008
912.4
1,482.1
363.8
Figura 4.21 Trayectoria de la restitución de las reservas
1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.

59
Distribución de las reservas
de hidrocarburos
55
El objetivo de este capítulo es detallar la variación de
las reservas en sus categorías probada, probable y
posible, a nivel regional y activo, durante el año 2010.
Con ello, se pretende explicar los volúmenes de reser-
vas actuales a partir de factores como adiciones, revi-
siones, desarrollos y naturalmente la producción.
Conviene recordar que las adiciones comprenden
tanto los descubrimientos como las delimitaciones
producto de la perforación de pozos exploratorios
y por tanto, la variación en el volumen de reservas
puede ser un incremento o decremento. Asimismo, el
concepto de desarrollos está relacionado a las modi-
ficaciones de las reservas producto de la perforación
de pozos de desarrollo y el resultado puede traducirse
en una ajuste positivo o negativo de las reservas.
En las revisiones, no hay perforación de pozos y las
modificaciones resultantes son producto del análisis
del comportamiento presión-producción de los cam-
pos por su trayectoria productiva, o actualizaciones a
los modelos estáticos por nueva información. Final-
mente, la producción de aceite y gas natural es un
evento significativo que regularmente disminuye de
manera directa a la reserva probada, que es la que
está produciendo.
Como es usual, todas las cifras de reservas presen-
tadas a lo largo de este capítulo han sido estimadas
de acuerdo a definiciones aceptadas en la industria.
Para el caso de las reservas probadas, éstas fueron
vinculadas a los lineamientos establecidos por la Se
curities and Exchange Commission (SEC). En el caso
de las reservas probables y posibles, las definiciones
empleadas corresponden a las emitidas por la Society
of Petroleum Engineers (SPE), la American Associa
tion of Petroleum Geologists (AAPG), la Society of
Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y el World
Petroleum Council (WPC).
En las siguientes páginas se presentan las variaciones
de los volúmenes originales y reservas de hidrocarbu-
ros en sus diferentes categorías a nivel región y activo,
desglosadas en aceite, gas natural y petróleo crudo
equivalente, en el caso del aceite éste se clasifica en
pesado, ligero y superligero. Asimismo, el gas natu-
ral se compone de gas asociado y gas no asociado.
Aún cuando en el capítulo 4, se han documentado las
actividades exploratorias, es necesario mencionarlas
porque forman parte del balance que determina la va-
riación del 1 de enero de 2010 al 1 de enero de 2011.
5.1 Región Marina Noreste
Geográficamente, la región se localiza en el Suroes-
te de la República Mexicana, en aguas territoriales
nacionales, frente a las costas de los estados de
Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una
superficie aproximada de 166,000 kilómetros cua-
drados e incluye parte de la plataforma continental y
el talud del Golfo de México. La figura 5.1 muestra la
localización geográfica de la región.
La Región Marina Noreste está constituida por los
activos integrales: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, cuya
responsabilidad comprende la administración de los
yacimientos desde etapas exploratorias, incorpora-
ción de reservas y delimitación, hasta las etapas de
producción y abandono de los campos.
Uno de los objetivos estratégicos de Petróleos Mexi-
canos es la incorporación de volúmenes de hidro-

Distribución de las reservas de hidrocarburos
60
carburos orientados a restituir la producción de los
yacimientos existentes. Dicha incorporación por con-
cepto de adiciones exploratorias, se ha concentrado
de manera importante en la Región Marina Noreste.
Durante 2010, resultó exitosa al descubrirse el campo
Utsil, además de incorporarse volúmenes adiciona-
les en campos ya existentes. Del mismo modo, ha
permitido colocar al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap
como el primer productor de crudo a nivel nacional.
Actualmente la región administra 28 campos con
reservas remanentes, 14 de los cuales registran, al 1
de enero de 2011 producción: 9 en Cantarell y 5 en
Ku-Maloob-Zaap, con una producción anual durante
el año 2010 de 510.0 millones de barriles de aceite
y 578.0 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural, lo que significó aportar 54.2 y 22.6 de la pro-
ducción nacional de aceite y gas, respectivamente.
Los campos que no se encuentran en explotación al 1
de enero de 2011 son Kambesah y Után en Cantarell
y Ayatsil, Baksha, Chapabil, Kayab, Nab, Numán, Pit,
Pohp, Tekel, Tson, Utsil y Zazil-Ha en Ku-Maloob-Zaap.
La figura 5.2 indica los nombres de los activos integra-
les que componen a la Región Marina Noreste.
La producción promedio diaria de la Región Marina
Noreste durante 2010, fue de 1,397.2 miles de barriles
de aceite y 1,583.7 millones de pies cúbicos de gas
natural. Como en años anteriores el campo Akal del
complejo Cantarell se mantiene, como el más im-
portante del país. En 2010, Akal tuvo una producción
diaria de 369.6 mil barriles de aceite y 1,191.4 millo-
nes de pies cúbicos de gas natural, todo esto como
resultado de las actividades orientadas a mantener el
factor de recuperación del proyecto Cantarell y dentro
de las cuales destacan la perforación, reparación y ter-
minación de pozos y la continuación del proyecto de
mantenimiento de presión del yacimiento mediante
100 200 300 400 500 Km0
Sonora
Coahuila
Durango
Sinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis Potosí
Aguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
Michoacán
Colima
Querétaro
Puebla
D.F.
México
Tlaxcala
Morelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
Belice
Quintana Roo
Oaxaca
Campeche
Estados Unidos de América
El Salvador
Honduras
Océano Pacífico
Baja California Norte
Tamaulipas
Veracruz
N
S
O E
Golfo de México
Región
Marina
Noreste
Figura 5.1 La Región Marina Noreste se localiza dentro de aguas territoriales nacionales frente a las
costas de Campeche, Yucatán y Quintana Roo.

61
inyección de nitrógeno. Asimismo, el proyecto Ku-
Maloob-Zaap continúa incrementando gradualmente
su producción, como consecuencia del desarrollo en
los campos Maloob y Zaap. De acuerdo a lo anterior,
se prevé que tal y como sucedió en 2010, la Región
Marina Noreste continuará siendo, la principal pro-
ductora de aceite crudo a nivel nacional.
5.1.1 Evolución de los volúmenes originales
Los volúmenes originales de la Región Marina Nores-
te, tanto de aceite crudo como de gas natural en sus
diferentes categorías y para los últimos tres años, se
muestran en el cuadro 5.1.
Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado
de aceite de la región ha sido estimado en 60,014.7
millones de barriles, que representa 37.0 por ciento
del volumen del país en dicha categoría, lo que se
traduce en un incremento derivado de la actividad
exploratoria y el desarrollo de los campos de la re-
gión. A nivel activo, el Activo Integral Cantarell con-
tiene la mayor parte del volumen, esto es, 37,317.0
millones de barriles de aceite, lo que significa 62.2
por ciento del total de la región. En lo que correspon-
de al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, éste registra
22,697.7 millones de barriles de aceite, que repre-
sentan 37.8 por ciento del volumen regional, mos-
trando un incremento con respecto al año anterior,
fundamentalmente por revisión e incorporación de
volúmenes de yacimientos nuevos. En cuanto al vo-
lumen original probable de aceite en la Región Mari-
na Noreste, éste alcanzó 5,556.2 millones de barriles,
que representan 7.1 por ciento del total nacional, lo
que a su vez significa un decremento con respecto
al año pasado. El mayor volumen original probable
de aceite corresponde al Activo Integral Ku-Maloob-
Zaap con 5,435.9 millones de barriles, equivalentes
a 97.8 por ciento de la región, esto como resultado
Figura 5.2 Ubicación geográfica de los activos integrales de la Región Marina Noreste.
200 m
100 m
50 m
25 m
500 540 580 620460
2130
2170
2090
2050
Dos Bocas
Frontera
Cd. del Carmen
Zazil-Ha
Tunich
Cantarell
Pok-1
Maloob
Zaap
Ku
Kutz
Chac
LumBacab
Ixtoc
Ek
Balam
Golfo de México Activo Integral
Ku-Maloob-Zaap
Activo Integral
Cantarell
Takín-101
Takín
N
S
O E
10 20 30 40 km0

62
de las actividades de exploración y revisión. Por
otro lado, el Activo Integral Cantarell reporta 120.3
millones de barriles, lo que representa 2.2 por ciento
de la región. En lo que concierne al volumen original
posible de aceite tuvo un incremento con respecto
a 2010 por incorporación y revisión, éste se ubicó
en 7,912.3 millones de barriles, que equivalen a 12.0
por ciento del volumen nacional. El Activo Integral
Cantarell contiene 93.5 millones de barriles en sus
campos y el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap con-
centra 7,818.8 millones de barriles.
Con respecto al volumen original probado de gas
natural, en la Región Marina Noreste se estimaron
24,847.9 miles de millones de pies cúbicos, ésta
cantidad representa 12.9 por ciento del total nacio-
nal. Este valor implica un incremento con respecto
al reportado el año anterior, debido principalmente
a los rubros de incorporación, desarrollo y revisión.
El Activo Integral Cantarell aporta 17,662.6 miles de
millones de pies cúbicos que constituyen el 71.1 por
ciento del volumen regional, mientras que el Activo
Integral Ku-Maloob-Zaap aporta 7,185.2 miles de mi-
llones de pies cúbicos, equivalentes a 28.9 por ciento
de la región, lo que significa un incremento sustancial
en este activo.
El volumen original probable de gas, as-
ciende a 1,036.2 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, lo que representa
un incremento con respecto al año anterior.
El 95.8 por ciento corresponde al Activo
Integral Ku-Maloob-Zaap y el 4.2 por cien-
to restante al Activo Integral Cantarell. En
relación al volumen original posible de gas
natural, éste presenta una variación positiva
con respecto al periodo anterior, como con-
secuencia de incorporación y revisiones en
los campos. Al 1 de enero de 2011, la cifra
regional es de 1,578.4 miles de millones de
pies cúbicos de gas, donde el Activo Integral
Ku-Maloob-Zaap contiene 89.8 por ciento del
volumen, mientras que Cantarell contribuye
con el 10.2 por ciento complementario.
5.1.2 Evolución de las reservas
Las variaciones de las reservas remanentes de aceite
crudo y gas natural durante los años 2009, 2010 y
2011, se aprecian en las figuras 5.3 y 5.4. Al 1 de enero
de 2011, las reservas totales 3P de la Región Marina
Noreste son 11,170.3 millones de barriles de aceite
crudo y 4,757.1 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, lo que equivale a 36.6 y 7.8 por ciento,
respectivamente, del total nacional.
En el caso de las reservas 2P, éstas se estiman en
8,609.8 millones de barriles de aceite crudo y 3,908.3
miles de millones de pies cúbicos de gas natural,
que corresponden al 41.2 y 10.2 por ciento, respec-
tivamente, de las reservas 2P del país. El cuadro 5.2
presenta a nivel activo integral, la composición de las
reservas 1P, 2P y 3P de aceite y gas natural.
La cifra de reserva probada de aceite, reportada al 1 de
enero de 2011 asciende a 5,682.2 millones de barriles
y representa 55.9 por ciento de la reserva probada
total del país. Con relación a la reserva probada de
gas natural, la cifra alcanza 3,083.2 miles de millones
Cuadro 5.1 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú
menes originales en la Región Marina Noreste.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural
mmb mmmpc
2009 Total 66,087.6 26,033.0
Probado 54,356.6 23,981.4
Probable 5,616.1 897.3
Posible 6,114.9 1,154.3
2010 Total 69,808.2 26,713.9
Probado 58,496.2 24,488.2
Probable 5,580.0 1,027.1
Posible 5,732.0 1,198.6
2011 Total 73,483.2 27,462.5
Probado 60,014.7 24,847.9
Probable 5,556.2 1,036.2
Posible 7,912.3 1,578.4

63
de pies cúbicos, representando 17.8 por ciento de
las reservas probadas de gas a nivel nacional. Las
reservas probables y posibles de aceite son 2,927.6
y 2,560.5 millones de barriles, cifras que represen-
tan 27.3 y 26.5 por ciento, del valor de las reservas
nacionales de aceite en estas categorías. Con base a
los valores anteriores, las reservas 2P y 3P alcanzan
8,609.8 y 11,170.3 millones de barriles.
En cuanto al inventario de reservas probable y posible
de gas natural, éstas ascienden a 825.1 y 848.8 miles
de millones de pies cúbicos, contribuyendo con 3.9
y 3.7 por ciento, respectivamente, de las reservas
nacionales de gas en estas categorías. Las reservas
2P y 3P alcanzan 3,908.3 y 4,757.1miles de millones
de pies cúbicos de gas natural.
Al 1 de enero de 2011 las reservas probadas desarro-
lladas y no desarrolladas de la región, registran valo-
res de 4,281.5 y 1,400.7 millones de barriles de aceite,
mientras que para el gas natural se alcanzaron 2,541.7
y 541.5 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-
mente. Por otra parte, las reservas probadas de aceite
crudo de 5,682.2 millones de barriles de acuerdo a
su densidad, están constituidas por 99.2 por ciento
de aceite pesado, lo que equivale a 5,636.9 millones
Probada
Probable
Posible
mmb
2010 2011
6,091.0 5,682.2
2,313.6 2,927.6
2,719.0 2,560.5
11,123.6 11,170.3
2009
5,919.3
2,844.5
2,892.8
11,656.6
Figura 5.3 Evolución histórica de las reservas
remanentes de aceite crudo de la Región Ma
rina Noreste en los últimos tres años.
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2009 2011
2,872.7 3,083.2
795.5
825.1
871.4
848.8
4,539.6
4,757.1
2010
3,365.8
631.1
896.1
4,892.9
remanentes de gas natural de la Región Marina
Noreste en los últimos tres años.
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 5,636.9 45.3 0.0 3,068.7 14.4
Cantarell 2,177.9 45.3 0.0 1,630.6 14.4
Ku-Maloob-Zaap 3,459.0 0.0 0.0 1,438.1 0.0
2P 8,535.1 74.7 0.0 3,892.5 15.8
Cantarell 3,369.1 74.7 0.0 2,050.8 15.8
Ku-Maloob-Zaap 5,166.1 0.0 0.0 1,841.7 0.0
3P 11,095.6 74.7 0.0 4,699.3 57.8
Cantarell 4,761.8 74.7 0.0 2,559.0 57.8
Ku-Maloob-Zaap 6,333.8 0.0 0.0 2,140.3 0.0

64
de barriles de aceite y el restante 0.8 por ciento del
total probado de la región, que corresponde a 45.3
millones de aceite ligero.
En lo que respecta a la reserva probada de gas natural
de la región, se tienen 3,083.2 miles de millones de
pies cúbicos, cuya composición está distribuida en
reservas de gas asociado y no asociado, correspon-
diendo 3,068.7 miles de millones de pies cúbicos al
asociado, o 99.5 por ciento, y 14.4 miles de millones
de pies cúbicos al no asociado equivalente a 0.5 por
ciento del total probado de la región.
Aceite crudo y gas natural
La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2011,
para la Región Marina Noreste registra un volumen de
5,682.2 millones de barriles, de los cuales 2,223.2 mi-
llones ó 39.1 por ciento se ubican en el Activo Integral
Cantarell, mientras que 3,459.0 millones de barriles
de aceite, es decir 60.9 por ciento, le corresponden
al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.
La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo un
incremento neto de 101.2 millones de barriles, con
respecto a la reportada el 1 de enero de 2010. Este
incremento se origina principalmente por la actuali-
zación del modelo geológico-petrofísico del campo
Ayatsil, por la reclasificación de reservas probables
a probadas ocasionada por la perforación de pozos
de desarrollo en los campos Maloob y Zaap, el com-
portamiento presión-producción de Ku y la incorpo-
ración del campo Utsil, que en conjunto suman 219.1
millones de barriles de aceite. Asimismo, se presentan
decrementos por 152.9 millones de barriles de aceite
generados por la revisión del comportamiento de
presión-producción en los campos Akal y Sihil. A nivel
de campo, Akal y Maloob contienen el 52.7 por ciento
de reserva probada de aceite de la región.
Respecto a la reserva probada de gas natural, se
registra un incremento neto de 788.5 miles de mi-
llones de pies cúbicos, originada por la revisión del
comportamiento presión-producción de los campos
Akal, Ku e Ixtoc, la reclasificación de reservas pro-
bables a probadas por la perforación de desarrollo
en los campos Maloob y Zaap y la incorporación del
campo Utsil. Todo lo anterior en consecuencia permi-
tió adicionar 790.7 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural. Sin embargo, este incremento resultó
afectado ligeramente por la reducción de 8.2 miles de
millones de pies cúbicos en el campo Sihil. A nivel
de activo, Cantarell participa con 53.4 por ciento y
Ku-Maloob-Zaap con 46.6 por ciento de las reservas
probadas de gas natural de la región. Cabe mencionar
que el campo Akal contribuye con 47.7 por ciento de
la reserva regional.
La reserva probable de crudo a nivel región, al 1 de
enero de 2011, presenta un incremento de 614.1 mi-
llones de barriles de aceite, es decir, 26.5 por ciento
mayor con respecto al año anterior. En particular, los
campos Ayatsil, Tekel, Balam, Ek, Ku, Maloob, Utsil y
Zaap presentan incrementos por 658.1millones de ba-
rriles de aceite, ocasionados en los dos primeros por la
actualización de su modelo geológico-petrofísico, y en
los otros campos por su comportamiento presión-pro-
ducción. Estos incrementos se vieron disminuidos por
el decremento de 44.0 millones de barriles de aceite de
los campos Akal, Ixtoc y Lum. Es conveniente señalar,
que el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap concentra el
58.3 por ciento de reserva probable de la región.
En relación a la reserva probable de gas natural, pre-
senta un incremento neto de 29.6 miles de millones
de pies cúbicos con respecto al 1 de enero de 2010 y
se ubica en 825.1 miles de millones de pies cúbicos.
Los principales incrementos se ubican en los campos
Ayatsil, Balam, Ek y Maloob que en conjunto adicio-
nan 66.6 miles de millones de pies cúbicos. Estos
incrementos se vieron disminuidos por el decremento
de 42.1 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural de los campos Akal, Ixtoc, Ku y Zaap. A nivel
activo integral, las reservas de gas natural probable
se concentran en Cantarell y Ku-Maloob-Zaap con
51.1 y 48.9 por ciento respectivamente.

65
Referente a la reserva posible de aceite, ésta se
ubica en 2,560.5 millones de barriles. Al comparar
éste volumen con el reportado el año anterior, se
presenta una reducción por 158.6 millones de barri-
les de aceite. El decremento en cuestión se localiza
principalmente en los campos Ayatsil y Maloob, con
354.2 millones de barriles, originado por la revisión
del modelo estático y la reclasificación de reservas
posibles a probables. Asimismo, se tienen incremen-
tos por 207.6 millones de barriles de aceite, producto
de la incorporación de reservas en esta categoría en
Kayab originada a su vez por el descubrimiento del
campo Utsil. La reserva posible de la región a nivel
activo se concentra 54.4 por ciento en el Activo
Integral Cantarell y el 45.6 por ciento restante en el
Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.
Con relación a la reserva posible de gas natural, de
la región, ésta muestra un decremento de 22.5 miles
de millones de pies cúbicos con respecto al periodo
anterior. Por lo que la reserva remanente alcanza
un valor al 1 de enero de 2011, de 848.8 miles de
millones de pies cúbicos. En el balance negativo, so-
bresalen los campo Ayatsil y Maloob con 50.4 miles
de millones de pies cúbicos. Los campos Kayab y
Utsil adicionan 30.6 miles de millones de pies cúbi-
cos. Finalmente, el cuadro 5.3 presenta las reservas
de gas natural por activo integral estimadas al 1 de
enero de 2011 en sus categorías probada, probable
y posible, así como el gas a entregar en planta y el
gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada al 1 de enero de 2011 asciende
6,283.4 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente. Este volumen representa el 45.5 por ciento
del total nacional. Con relación al 1 de enero de 2010,
la reserva presenta una variación neta positiva que
Cuadro 5.3 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina
Noreste al 1 de enero de 2011.
Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco
en planta
mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 3,083.2 2,271.0 1,787.2
Cantarell 1,645.1 1,254.6 988.7
Ku-Maloob-Zaap 1,438.1 1,016.4 798.5

Probable 825.1 593.4 466.4
Cantarell 421.5 321.0 252.5
Ku-Maloob-Zaap 403.6 272.4 214.0

Posible 848.8 595.6 476.9
Cantarell 550.2 433.4 349.5
Ku-Maloob-Zaap 298.7 162.2 127.4
mmbpce
CantarellKu-Maloob-
Zaap
Total
3,742.3
6,283.42,541.1
Figura 5.5 Reservas probadas al 1 de enero
de 2011, distribuidas por activo en la Región
Marina Noreste.

66
asciende a 125.0 millones de barriles. Producto de la
intensa actividad física de exploración, desarrollo de
campos, inyección de nitrógeno y el comportamien-
to presión-producción de los campos. Los campos
Ayatsil, Ku, Utsil y Zaap explican principalmente esta
variación. En la distribución de reservas probadas por
activo, Ku-Maloob-Zaap representa el 59.6 por ciento,
en tanto Cantarell contiene el 40.4 por ciento. La figura
5.5 ilustra lo anteriormente descrito.
La reserva probable registra un incremento de 605.1
ocasionada por las revisiones en los campos Ayatsil,
Ek, Ku, Maloob y Zaap. Por tanto la reserva en cuestión
al 1 de enero de 2011 asciende a 3,084.6 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que
equivale a nivel nacional a 20.5 por ciento. La figura
5.6 presenta la distribución de la reserva por activo,
siendo Ku-Maloob-Zaap el de mayor aporte con 57.8
por ciento regional.
La reserva posible en términos de petróleo crudo
equivalente al 1 de enero del presente año asciende
a 2,713.3 millones de barriles, que significan 19.0 por
ciento del total nacional. La figura 5.7 detalla la dis-
tribución de las reservas posibles de petróleo crudo
equivalente por activo integral de la región, donde
55.2 por ciento se localiza en el Activo Integral Can-
mmbpce
Cantarell Ku-Maloob-
Zaap
Total
1,498.9
2,713.31,214.4
Figura 5.7 Reservas posibles al 1 de enero
Marina Noreste.
Figura 5.8 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.
283.5
259.7243.1
256.6
Líquidos de planta
Condensado
Gas seco
equivalente
Aceite
616.4
126.3248.1
368.9
521.0
525.0482.5
503.7 254.4
298.0 -14.8 -553.4
13,357.7
12,081.312,097.2
12,785.9
Desarrollos
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
11,936.8
11,170.311,123.6
11,656.6
2008 201120102009
mmbpce
CantarellKu-Maloob-
Zaap
Total
1,302.1 3,084.6
1,782.6
Figura 5.6 Reservas probables al 1 de enero
Marina Noreste.

67
tarell. Al cierre de 2010, se tiene un balance negativo
por 192.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, que se origina en gran parte por actua-
lización del modelo geológico-petrofísico de Ayatsil,
la reclasificación de reservas posibles a probables
del campo Maloob y la revisión del comportamiento
del campo Akal. En lo que respecta a incrementos,
la incorporación de reservas en los campos Kayab y
Utsil en conjunto explican 207.6 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente. Comparada con el
volumen reportado el año anterior, la reserva total o
3P de la región presenta un incremento neto de 537.5
para situarse en 12,081.3 millones de barriles de pe-
tróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2011, con-
centrando 28.0 por ciento del total nacional. La figura
5.8 presenta y detalla a nivel regional la composición
de la reserva total o 3P.
Relación reserva-producción
La relación reserva probada-producción de la Región
Marina Noreste es de 11.4 años considerando una
producción constante de 553.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente. Si en esta relación re-
serva-producción se usa la reserva probada más pro-
bable (2P), el número de años asciende a 16.9 años,
mientras que para la reserva (3P) es 21.8 años.
En particular, el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap
presenta una relación reserva-producción de 11.4
años, considerando que su producción en el periodo
anterior fue de 329.6 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. En tanto que para Cantarell resulta
de 11.4 años con una producción en 2010, de 223.8
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Como resultado de las actividades de desarrollo y
mantenimiento de presión del yacimiento mediante la
inyección de nitrógeno, el Activo Integral Ku-Maloob-
Zaap se coloca como el primer productor de aceite a
nivel nacional con una producción de 903.1 miles de
barriles diarios. Asimismo, esto ha permitido la recla-
sificación de reservas de probables a probadas.
La relación reserva-producción probada más probable
(2P) para el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap es de
16.8 años, mientras que para la reserva probada más
probable más posible (3P), dicha relación es de 20.4
años. El Activo Integral Cantarell tiene una relación
reserva-producción probada más probable (2P) de
Cuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Noreste.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total
planta
mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2009 Total 11,656.6 368.9 256.6 503.7 12,785.9
Probada 5,919.3 256.1 183.0 353.9 6,712.3
Probable 2,844.5 42.1 30.9 59.7 2,977.1
Posible 2,892.8 70.7 42.8 90.2 3,096.5
2010 Total 11,123.6 248.1 243.1 482.5 12,097.2
Probada 6,091.0 155.6 157.4 307.9 6,711.8
Probable 2,313.6 40.9 42.5 82.6 2,479.5
Posible 2,719.0 51.7 43.2 91.9 2,905.9
2011 Total 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3
Probada 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4
Probable 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6
Posible 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3

68
17.2 años. La relación reserva-producción se incre-
menta para las reservas totales (3P) a 23.9 años.
Reservas por tipo de fluido
Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de
fluido son mostradas en el cuadro 5.4, referidas al 1 de
enero de los años 2009 a 2011. Así, la reserva probada
remanente al cierre de 2010 de 6,283.4 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, se compone
en 90.4 por ciento de aceite crudo, 1.4 por ciento de
condensado, 2.7 por ciento de líquidos de planta y 5.5
por ciento de gas seco equivalente a líquido.
Para el caso de la reserva probable, el volumen de
valente, está constituido por 94.9 por ciento de aceite
crudo, 0.7 por ciento de condensado, 1.5 por ciento
de líquidos de planta y 2.9 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-
ciende a 2,713.3 millones de barriles y está distribuida
condensado, 1.6 por ciento de líquidos de planta y 3.4
por ciento de gas seco equivalente a líquido.
5.2 Región Marina Suroeste
La Región Marina Suroeste ha contribuido de manera
sobresaliente con los objetivos que la empresa ha
planteado dentro del marco estratégico nacional. Esto
se ha manifestado durante los últimos años a través
de la reposición de hidrocarburos producidos. Los
nuevos descubrimientos a nivel regional han apor-
tado volúmenes importantes de reservas probadas,
probables, y posibles poniendo de manifiesto el arduo
trabajo que en la región se ha realizado. Adicional-
mente, la Región Marina Suroeste tiene algunos de
sus campos en etapa de explotación avanzada, sin
Figura 5.9 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y del talud
continental del Golfo de México.
Sonora
Coahuila
Durango
Sinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis Potosí
Aguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
Michoacán
Colima
Querétaro
Puebla
D.F.
México
Tlaxcala
Morelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
Belice
Oaxaca
Campeche
El Salvador
Honduras
Tamaulipas
Veracruz
Golfo de México
Océano Pacífico
N
S
O E
100 200 300 400 500 Km0
Quintana Roo
Región
Marina
Suroeste

69
embargo, a través de los trabajos de administración
de los yacimientos que integran a dichos campos se
ha logrado tener mejores comportamientos en térmi-
nos de presión-producción, lo cual ha sido un factor
primordial para el mantenimiento de la producción, y
en algunos casos lograr incrementos de cuotas de pro-
ducción adicionales a las contribuciones de la puesta
en producción de nuevos yacimientos regionales.
En términos geográficos, la región se ubica en aguas
territoriales que comprenden la plataforma y talud
continental del Golfo de México. Su extensión cubre
un área superior a 352,390 kilómetros cuadrados. En
la porción Sur, colinda con los estados de Veracruz,
Tabasco y Campeche, hacia el Este con la Región
Marina Noreste, y al Norte y Poniente está limitada
por las aguas territoriales nacionales, como se aprecia
en la figura 5.9.
Al 1 de enero de 2011, los activos integrales Abkatún-
Pol-Chuc, Litoral de Tabasco y Holok-Temoa confor-
man la estructura organizacional de la Región Marina
Suroeste. Cabe hacer mención que los esfuerzos
por parte de la organización dirigidos a investigar y
desarrollar la porción marina referente a aguas pro-
fundas, es decir, más allá de la isobata de 500 metros
han sido satisfactorios en los años recientes. Prueba
de este hecho, lo representa la conformación del
Activo Integral Holok-Temoa, cuya creación efectuó
hace un par de años. Adicionalmente a estos tres
activos integrales, la Región Marina Suroeste cuenta
con un activo orientado hacia actividades explorato-
rias, denominado Activo de Exploración Plataforma
Continental Sur. La figura 5.10 muestra su ubicación
geográfica.
Los campos que integran a la Región Marina Su-
roeste son 68. Dichos campos cuentan con reservas
remanentes, 23 de los cuales registran, al 1 de enero
de 2011 producción de aceite ligero y superligero,
así como gas asociado. Existe en la Región Marina
Suroeste un importante potencial por desarrollar, ya
200 m
100 m
50 m
25 m
500 540 580 620460
2130
2170
2090
2050
Dos Bocas
Frontera
Cd. del Carmen
Kax
Uech
KiAlux
Kab
101A
1A
Yum
401
301
101
May
Kix
Caan
Manik
Taratunich
Bolontiku
Hayabil-1
2-B
Citam
301
201
101
Abkatún
Kay
Och
Pol
Toloc
Chuc
Ixtal
Batab
Yaxché
Golfo de México
Activo Integral
Litoral de Tabasco
Activo Integral
Holok-Temoa
Activo Integral
Abkatún-Pol-Chuc
Sinán
Misón
Ayín
N
S
O E
10 20 30 40 km0
Figura 5.10 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Marina
Suroeste.

70
que sólo 34 por ciento de los campos que integran
la región han sido explotados.
La producción diaria de aceite y gas natural de la
región durante el año 2010, promedió 544.4 miles de
barriles y 1,171.7 millones de pies cúbicos, es decir,
acumuló en dicho año 198.7 millones de barriles de
aceite y 427.7 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, lo que significó aportar 21.1 y 16.7 por
ciento de la producción nacional de aceite y gas,
respectivamente. La actividad exploratoria durante el
año 2010, resultó exitosa al descubrirse dos nuevos
yacimientos, en los campos Xux y Tsimin, es decir
dentro de campos ya existentes.
Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado de
aceite de la Región Marina Suroeste aporta 18,345.2
millones de barriles, lo cual representa 11.3 por ciento
del volumen nacional en dicha categoría. En particular,
el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc contiene la mayor
parte del volumen de la región con 14,248.4 millones
de barriles de aceite, es decir, 77.7 por ciento del total.
Por otro lado, el Activo Integral Litoral de Tabasco re-
gistra 4,096.8 millones de barriles de aceite,
o sea 22.3 por ciento del volumen regional.
Por su parte el Activo Integral Holok-Temoa,
administra los campos Lakach, Lalail, Leek
y Noxal, que contienen únicamente yaci-
mientos de gas no asociado. Respecto a los
volúmenes originales probable y posible de
aceite, estos ascienden a 3,385.8 y 5,458.2
millones de barriles, equivalentes a 4.3 y
8.2 por ciento de los volúmenes nacionales,
respectivamente. El mayor volumen original
probable de aceite corresponde al Activo
Integral Litoral de Tabasco con el 66.5 por
ciento de la región, es decir, alcanza 2,250.1
millones de barriles, como resultado de las
actividades de incorporación exploratoria
de nuevos yacimientos, desarrollo y revi-
sión. Por otra parte, el Activo Integral Abkatún-Pol-
Chuc concentra 33.5 por ciento del volumen original
probable regional, que representa 1,135.7 millones
de barriles, volumen menor con respecto al año an-
terior básicamente por la reclasificación de reservas
probables a probabas por desarrollo de campos. De
los 5,458.2 millones de barriles de volumen original
posible de aceite, 4,270.7 millones de barriles corres-
ponden a los campos del Activo Integral Litoral de
Tabasco, y 1,187.5 millones de barriles corresponden
al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc.
Con relación a los volúmenes originales de gas natural
de la Región Marina Suroeste, al 1 de enero de 2011
se tienen 23,932.1 miles de millones de pies cúbicos
en la categoría probada, que constituyen 12.4 por
ciento del total nacional. El 61.0 por ciento regional
corresponde al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, es
decir, 14,597.0 miles de millones de pies cúbicos,
presentando un incremento por desarrollos y revi-
siones. Adicionalmente, 8,581.8 miles de millones de
pies cúbicos están distribuidos en el Activo Integral
Litoral de Tabasco, y equivalen a 35.9 por ciento de
la región. El 3.1 por ciento restante corresponde
al Activo Integral Holok-Temoa, concretamente al
campo Lakach. En lo referente a los volúmenes ori-
menes originales en la Región Marina Suroeste.
mmb mmmpc
2009 Total 25,273.4 33,394.2
Probado 17,691.1 21,615.9
Probable 3,396.3 5,439.7
Posible 4,186.0 6,338.6
2010 Total 26,491.7 38,600.6
Probado 17,683.9 22,168.6
Probable 3,383.5 5,826.4
Posible 5,424.3 10,605.6
2011 Total 27,189.2 41,200.1
Probado 18,345.2 23,932.1
Probable 3,385.8 6,399.0
Posible 5,458.2 10,869.0

71
ginales probables, estos ascienden a 6,399.0 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural, es decir,
muestran un incremento con respecto al año anterior
originado principalmente por nuevos yacimientos y
reclasificación por desarrollos. El 72.1 por ciento del
volumen original probable de la región corresponde
al Activo Integral Litoral de Tabasco, 15.7 por ciento al
Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, y el 12.2 por ciento
a Holok-Temoa. Para el caso de volúmenes posibles,
estos cuantifican 10,869.0 miles de millones de pies
cúbicos de gas. El Activo Integral Litoral de Tabasco
engloba 82.1 por ciento del volumen original posible
de la región, mientras que los campos de Holok-Temoa
concentran 14.0 por ciento y el 3.9 por ciento restante
le corresponde a los campos de Abkatún-Pol-Chuc.
Es importante mencionar que durante 2010, exis-
tieron importantes descubrimientos, producto de la
actividad exploratoria realizada principalmente en el
Activo Integral Litoral de Tabasco, lo que ocasionó in-
crementos de los volúmenes originales. El cuadro 5.5
ilustra el comportamiento de los volúmenes originales
de aceite y gas natural en sus diferentes categorías,
reportados al 1 de enero de los años 2009 a 2011.
Las reservas probadas de aceite al 1 de enero de 2011
para la Región Marina Suroeste ascienden a 1,255.8
millones de barriles, lo que representa 12.4 por ciento
de la reserva probada del país. Con relación a la reserva
probada de gas natural, la cifra asciende a 4,063.6 miles
de millones de pies cúbicos, representando 23.5 por
ciento de la reserva probada de gas a nivel nacional.
En cuanto al inventario de reservas probable y posible
de aceite, éstas ascienden a 1,001.1 y 1,457.6 millones
de barriles, contribuyendo con 9.3 y 15.1 por ciento,
respectivamente, a las reservas nacionales de aceite
en estas categorías. De esta forma, las reservas 2P y
3P alcanzan 2,256.9 y 3,714.5 millones de barriles de
aceite, respectivamente. Para el gas natural, las reser-
vas probable y posible se ubican en 3,454.6 y 5,729.9
miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a
16.5 y 24.9 por ciento del total nacional en dichas cate-
gorías. Como resultado de lo anterior, las reservas 2P
y 3P alcanzan 7,518.1 y 13,248.0 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural. En las figuras 5.11 y 5.12
se 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 región, éstas registran valores de 604.8 y 651.0
millones de barriles de aceite, mientras que para el
gas natural se alcanzan 1,362.4 y 2,701.2 miles de
millones de pies cúbicos, respectivamente.
La reserva probada de aceite crudo de la región
es 1,255.8 millones de barriles, y está constituida,
Probada
Probable
Posible
mmb
2010 2011
1,169.8 1,255.8
936.3
1,001.1
1,445.3
1,457.6
3,551.4
3,714.5
2009
1,176.0
985.5
1,056.0
3,217.4
remanentes de aceite crudo de la Región Ma
rina Suroeste en los últimos tres años.
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2010 2011
3,593.7 4,063.6
2,961.7
3,454.6
5,671.5
5,729.9
12,226.9
13,248.0
2009
3,462.9
2,675.9
3,433.0
9,571.8
remanentes de gas natural de la Región Marina
Suroeste en los últimos tres años.

72
en función de su densidad, por 111.5 millones de
barriles de aceite pesado, equivalente a 8.9 por
ciento de la reserva, 818.1 millones de barriles de
aceite ligero ó 65.1 por ciento, y 326.3 millones de
barriles restantes corresponden a superligero, es
decir, 26.0 por ciento del total probado de la región.
En lo referente a la reserva probada de gas natural
de 4,063.6 miles de millones de pies cúbicos, ésta
se compone de 36.5 por ciento ó 1,483.3 miles de
millones de pies cúbicos de gas asociado, y 63.5
por ciento de gas no asociado, equivalente a 2,580.2
miles de millones de pies cúbicos. El cuadro 5.6
presenta la composición de las reservas 1P, 2P y 3P
de aceite y gas natural. Es importante señalar que
el valor reportado del gas no asociado incluye las
reservas de yacimientos de gas y condensado, gas
seco y gas húmedo.
La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2011,
para la Región Marina Suroeste registra un volumen
de 1,255.8 millones de barriles, de los cuales 465.6
millones ó 37.1 por ciento se ubican en el Activo
Integral Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 790.2 mi-
llones de barriles de aceite, es decir 62.9 por ciento,
le corresponden al Activo Integral Litoral de Tabasco.
Por su parte, el Activo Integral Holok-Temoa como se
comentó anteriormente administra hasta el momento
solamente campos de gas natural.
La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo un
incremento neto de 284.8 millones de barriles, con
respecto a la reportada al 1 de enero de 2010. Además,
la reserva probada desarrollada tuvo un aumento neto
por 155.7 millones de barriles de aceite. Asimismo,
la reserva no desarrollada registró una variación
positiva de 129.1 millones de barriles con respecto
al año anterior. A nivel de activo integral, Abkatún-
Pol-Chuc presentó un incremento de 14.1 millones
de barriles, correspondiendo a la reserva probada
desarrollada un incremento por 19.3 millones, mien-
tras que a la reserva no desarrollada le corresponde
un decremento por 5.2 millones de barriles. Estas
variaciones positivas se deben fundamentalmente a
las actividades de desarrollo de campos, así como a
la revisión del comportamiento presión-producción
de los mismos.
Cuadro 5.6 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Suroeste.
Aceite Gas natural
1P 111.5 818.1 326.3 1,483.3 2,580.2
Abkatún-Pol-Chuc 39.7 402.8 23.2 824.6 226.0
Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 452.0
Litoral de Tabasco 71.8 415.4 303.1 658.7 1,902.2
2P 339.4 1,302.5 615.0 2,236.7 5,281.4
Abkatún-Pol-Chuc 132.8 652.5 41.3 1,226.1 247.4
Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 1,108.5
Litoral de Tabasco 206.6 649.9 573.8 1,010.6 3,925.5
3P 701.7 1,770.4 1,242.4 2,933.1 10,315.0
Abkatún-Pol-Chuc 255.3 696.1 46.9 1,292.9 284.3
Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 2,107.0
Litoral de Tabasco 446.4 1,074.4 1,195.5 1,640.2 7,923.6

73
El Activo Integral Litoral de Tabasco registró un incre-
mento en su reserva probada de aceite al 1 de enero
de 2011 por 270.6 millones de barriles. Este volumen
es resultado de los incrementos en la reserva probada
desarrollada por 136.4 millones de barriles y 134.2 mi-
llones en la probada no desarrollada. Las variaciones
positivas en los campos del Activo Integral Litoral de
Tabasco se deben básicamente a las actividades de
desarrollo de campos y revisión de comportamientos
presión-producción.
Al 1 de enero de 2011, las reservas probadas de gas
natural ascienden a 4,063.6 miles de millones de pies
cúbicos, concentrándose 1,050.7 miles de millones de
pies cúbicos en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc,
mientras que Litoral de Tabasco participa con 2,560.9
miles de millones de pies cúbicos, y los restantes
452.0 miles de millones pertenecen a Holok-Temoa.
La reserva probada de gas natural a nivel regional, re-
porta un incremento neto por 897.5 miles de millones
de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2010.
Esta variación se integra por un aumento en reserva
probada desarrollada por 175.6 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural y 721.9 miles de millones
de pies cúbicos en la reserva no desarrollada. El Acti-
vo Integral Abkatún-Pol-Chuc registra un incremento
en la reserva probada de 3.6 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural. Esta situación se explica
por la variación básicamente por los conceptos de
desarrollo y revisión de campos.
Para el Activo Integral Litoral de Tabasco, la reserva
probada presentó un incremento por 750.6 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, y donde la
reserva probada desarrollada explica una variación
positiva por 117.5 miles de millones de pies cúbicos.
Adicionalmente, se registró una variación positiva por
633.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural
de la reserva probada no desarrollada. En particular,
el incremento registrado en la categoría de reserva
probada desarrollada se explica principalmente por
desarrollo y revisiones.
La reserva probable de aceite crudo de la región, al
1 de enero de 2011, presenta un incremento de 64.7
millones de barriles de aceite con respecto al año
anterior. En particular, el Activo Integral Abkatún-
Pol-Chuc registró un incremento de 72.2 millones
de barriles de aceite, valor que al combinarse con el
decremento en el Activo Integral Litoral de Tabasco
por 7.5 millones de barriles, explican la variación
antes citada. Básicamente la actividad de delimi-
tación cuantifica volúmenes por 82.7 millones de
barriles de aceite, en los campos Tsimin y Lakach.
Sin embargo, en los rubros desarrollo y revisión, se
tuvieron decrementos que cuantificaron 18.0 millo-
nes de barriles. De esta manera, la reserva probable
de aceite al 1 de enero de 2011, asciende a 1,001.1
millones de barriles.
Respecto a la reserva probable de gas, ésta presentó
un incremento de 492.9 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, con respecto a la cifra repor-
tada al 1 de enero del año anterior. Esta variación se
compone por el incremento registrado en el Activo
Integral Abkatún-Pol-Chuc de 70.5 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural y el incremento en
Litoral de Tabasco por 372.6 miles de millones de
pies cúbicos, y finalmente se registró un incremento
por reclasificación de reservas en el campo Lakach
por 49.9, debido a la perforación del pozo delimitador
perforado en el Activo Integral Holok-Temoa. El prin-
cipal incremento en la categoría probable se sitúa en
Tsimin por 582.4 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural como resultado de la actividad de
delimitación, mientras que el principal decremento
se situó en el campo May por 143.1 miles de mi-
llones de pies cúbicos de gas, debido al desarrollo
propio del campo. Estas variaciones representan los
principales cambios en el Activo Integral Litoral de
Tabasco. Asimismo, existieron variaciones en los
activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Holok-Temoa,
que originaron que en el total de la reserva probable
de la región registrará el incremento antes citado por
492.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural
al 1 de enero de 2011.

74
Al 1 de enero de 2011, las reservas posibles de
aceite y gas natural de la región ascienden a 1,457.6
millones de barriles y 5,729.9 miles de millones de
cúbicos, respectivamente. La reserva posible de
aceite en la Región Marina Suroeste presenta una
variación positiva por 12.3 millones de barriles con
respecto a la cifra estimada al 1 de enero de 2010.
En esta categoría, el Activo Integral Abkatún-Pol-
Chuc presenta un decremento de 5.9 millones de
barriles, básicamente por desarrollo de campos.
Adicionalmente, en esta categoría el Activo In-
tegral Litoral de Tabasco registra un incremento
por 18.2 millones de barriles de aceite crudo.
Esta variación se sitúa fundamentalmente en el
campo May debido al desarrollo del campo, por
la perforación de pozos de desarrollo y actuali-
zación por ende de los volúmenes y reservas de
hidrocarburos.
Respecto la reserva posible de gas natural de la
región, ésta reporta una variación positiva de 58.4
miles de millones de pies cúbicos con respecto
al año anterior. En particular, el Activo Integral
Abkatún-Pol-Chuc, registra un decremento de
4.4 miles de millones de pies cúbicos. Por su parte,
el Activo Integral Litoral de Tabasco tuvo un incre-
mento por 691.8 miles de millones de pies cúbicos
de reserva posible de gas natural, destacando el
éxito exploratorio logrado al incorporar un volumen
por 1,180.4 miles de millones de pies cúbicos, en el
campo Xux a nivel Jurásico. El cuadro 5.7 muestra las
reservas de gas natural por activo en sus diferentes
categorías, incluyéndose el gas a entregar en planta
y el gas seco.
Cuadro 5.7 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina
Suroeste al 1 de enero de 2011.
en planta
mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 4,063.6 3,557.0 2,843.9
Abkatún-Pol-Chuc 1,050.7 823.4 641.2
Holok-Temoa 452.0 452.0 410.7
Litoral de Tabasco 2,560.9 2,281.6 1,792.0
Probable 3,454.6 3,134.3 2,596.3
Abkatún-Pol-Chuc 422.9 329.3 254.8
Holok-Temoa 656.6 656.6 596.6
Posible 5,729.9 5,223.1 4,314.2
Abkatún-Pol-Chuc 103.7 75.8 58.7
Holok-Temoa 998.5 998.5 945.7
mmbpce
Abkatún-
Pol-Chuc
Holok-
Temoa
Litoral de
Tabasco
Total
100.6
1,310.7
2,076.3
665.1
Figura 5.13 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, dis
tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.

75
La reserva probada al 1 de enero de 2011 asciende
a 2,076.3 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. Este volumen representa 15.1 por
ciento del total nacional. Con relación al 1 de enero
de 2010, la reserva presenta una variación neta
positiva que asciende a 467.6 millones de barri-
les. De acuerdo a la figura 5.13, el Activo Integral
Abkatún-Pol-Chuc contiene 32.0 por ciento del
total regional, lo que significa que sus reservas
son 665.1 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, presentando un incremento neto de
7.9 millones de barriles con respecto al año an-
terior. Este incremento básicamente se deben a revi-
siones en el campo Chuc que cuantifica 7.2 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, por mejor
comportamiento presión-producción.
Por otra parte, el Activo Integral Litoral de Tabasco
concentra 63.1 por ciento de las reservas probadas
de petróleo crudo equivalente de la región, es decir,
1,310.7 millones de barriles, mientras que el restante
4.8 por ciento lo concentra el Activo Integral Holok-
Temoa. En el Activo Integral Litoral de Tabasco se
presentaron incrementos que totalizan 428.4 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, los cuales
se explican primordialmente por desarrollo y delimi-
tación de campos (este último en Tsimin).
La reserva probable de la región al 1 de enero de
2011 cuantifica un volumen de 1,700.0 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. Este
volumen representa 11.3 por ciento de las re-
servas del país en esta categoría. La figura 5.14
presenta la distribución de las reservas a nivel
activo integral. Este volumen de reservas muestra
un incremento con relación al reportado al 1 de
enero de 2010. Dicho decremento cuantifica 170.5
millones de barriles de petróleo crudo equivalen-
te. En particular, los campos del Activo Integral
Abkatún-Pol-Chuc presentaron incrementos por
un total de 85.0 millones de barriles. La restante
variación positiva, se localiza básicamente en el Activo
Integral Litoral de Tabasco como resultado de activida-
des de desarrollo de campos y revisiones. Asimismo,
aunque en menor proporción, Holok-Temoa también
contribuye con este incremento, debido principal-
mente a la actividad de delimitación.
Al 1 de enero de 2011, la reserva posible de la región
en términos de petróleo crudo equivalente registra
un valor de 2,607.4 millones de barriles, como se
muestra en la figura 5.15. Este volumen representa
18.3 por ciento de la cifra nacional respectiva. Así,
a la fecha indicada se presenta un incremento por
17.9 millones de barriles en relación al año anterior.
A nivel activo integral, Abkatún-Pol-Chuc, reporta un
mmbpce
Holok-
Temoa
TotalAbkatún-
Pol-Chuc
Litoral de
Tabasco
1,700.0140.4
1,117.8
441.8
Figura 5.14 Reservas probables al 1 de enero de 2011, dis
Figura 5.15 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, dis
mmbpce
Holok-
Temoa
TotalAbkatún-
Pol-Chuc
Litoral de
Tabasco
2,607.5
196.0
2,221.1
190.4

76
decremento por 7.0 millones de barriles. En cuanto
al Activo Integral Litoral de Tabasco, éste registró una
variación positiva que asciende a 163.5 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que
Holok-Temoa presentó un decremento por 138.6 millo-
nes de barriles de petróleo crudo equivalente, debido
a reclasificación de reservas posibles a probadas y
probables por delimitación de pozos.
La figura 5.16 ilustra el balance de la reserva 3P de pe-
tróleo crudo equivalente de la Región Marina Suroeste
al 1 de enero de 2011 y su comparación respecto a
los años 2008 a 2010.
La relación reserva probada-producción de la Región
Marina Suroeste es de 7.3 años, considerando una
producción constante de 283.1 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente. Para el caso de la
reserva probada más probable, la relación resulta de
13.3 años, mientras que utilizando la reserva 3P es de
422.3
673.2
750.2 Líquidos de planta
Condensado
Gas seco
equivalente
Aceite
147.3
71.1
43.6
1,262.5
1,715.1
1,875.5
2,927.8
3,551.4 3,714.5
633.9
150.5 -128.3 -283.1
4,759.9
6,010.8
6,383.7
Desarrollos2008 2010 2011
mmbpce
509.7
84.5
1,377.8
3,217.4
5,189.4
2009
Figura 5.16 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Suroeste.
Cuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste.
planta
2009 Total 3,217.4 84.5 509.7 1,377.8 5,189.4
Probada 1,176.0 38.0 221.2 458.8 1,893.9
Probable 985.5 23.7 146.3 381.3 1,536.9
Posible 1,056.0 22.8 142.1 537.7 1,758.5
2010 Total 3,551.4 71.1 673.2 1,715.1 6,010.8
Probada 1,169.8 29.8 225.9 466.4 1,891.8
Probable 936.3 14.2 156.7 422.2 1,529.5
Posible 1,445.3 27.1 290.6 826.5 2,589.5
2011 Total 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7
Probada 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3
Probable 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0
Posible 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4

77
22.5 años. En particular, el Activo Integral Abkatún-
Pol-Chuc presenta el menor valor de esta relación
con 4.4 años, utilizando la reserva probada, en tanto
que para el Activo Integral Litoral de Tabasco resulta
de 9.8 años.
Considerando las reservas 2P de petróleo crudo
equivalente, la relación resulta de 7.4 y 18.2 años para
los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de
Tabasco, respectivamente. En el caso de las reservas
3P o totales, los valores son 8.7 años para el Activo
Integral Abkatún-Pol-Chuc y 34.8 años para Litoral
de Tabasco.
Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de
fluido son mostradas en el cuadro 5.8 referidas al 1
de enero de los años 2009 a 2011, para las respec-
tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada
condensado, 12.1 por ciento de líquidos de planta y
26.3 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
ciende a 2,607.4 millones de barriles y está distribuida
Sonora
Coahuila
Durango
Sinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis Potosí
Aguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
Michoacán
Colima
Querétaro
Puebla
D.F.
México
Tlaxcala
Morelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
Belice
Quintana Roo
Oaxaca
Campeche
El Salvador
Honduras
Región Norte
Golfo de México
Tamaulipas
Veracruz
Océano Pacífico
N
S
O E
100 200 300 400 500 Km0
Figura 5.17 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.

78
5.3 Región Norte
Territorialmente es la región con mayor área de Pemex
Exploración y Producción, abarca 27 estados y com-
prende aproximadamente 1.8 millones de kilómetros
cuadrados, incluyendo una porción terrestre y otra
marina. Se localiza en la porción Norte de la República
Mexicana y colinda al Norte con los Estados Unidos
de América, al Sur con el rio Tesechoacán del estado
de Veracruz, al Oriente con la Isobata de 500 metros
del Golfo de México y al Occidente con el Océano
Pacifico, figura 5.17.
Administrativamente está conformada por cuatro
activos integrales, Aceite Terciario del Golfo, Burgos,
Poza Rica-Altamira y Veracruz; y por un activo de
exploración, Golfo de México Norte, figura 5.18. El
negocio principal de los activos integrales es el desa-
rrollo de campos y la optimización de los campos que
administran, mientras que el del activo de exploración
es la incorporación de reservas y la evaluación del po-
tencial de las cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-
Misantla, Veracruz y Golfo de México Profundo.
Por la superficie que ocupa la Región Norte, es la que
tiene el mayor número de campos y por tanto la ma-
yor actividad de desarrollo a nivel nacional. Tiene una
gran variedad de hidrocarburos producidos, pasando
desde gas seco y húmedo, gas y condensado, aceites
ligeros y pesados. Así se tiene que Burgos y Veracruz
son productores principalmente de gas no asociado,
mientras que los activos integrales Aceite Terciario del
Golfo y Poza Rica-Altamira son productores de aceite.
Esto le ha permitido mantenerse como la principal
región productora de gas natural y con las reservas
probables y posibles más importantes del país.
Durante 2010, la Región Norte aportó 37.4 millones
de barriles ó 102.4 miles de barriles por día de aceite
y 912.4 miles de millones de pies cúbicos ó 2,499.8
millones de pies cúbicos diarios de gas natural, que
en el contexto de la producción total de país significa
100 200 300 400 5000 Km
Sonora
Coahuila
Durango
Sinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis Potosí
Aguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
Michoacán
Colima
Querétaro
Puebla
D.F.
México
Tlaxcala
Morelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
Belice
Quintana Roo
Oaxaca
Campeche
El Salvador
Honduras
Activo Integral
Burgos
Activo Integral
Altamira-Poza Rica
Activo Integral
Aceite Terciario del Golfo
Activo Integral Veracruz
Tamaulipas
Veracruz
Golfo de México
Océano Pacífico
N
S
O E
Figura 5.18 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Norte.

79
4.0 por ciento de la producción de aceite y 35.6 por
ciento de la producción de gas natural.
Con respecto a las actividades de desarrollo de
campos, durante 2010 se perforaron un total de 798
pozos y se terminaron 1,113 pozos, siendo los activos
integrales Aceite Terciario del Golfo y Burgos los que
tuvieron la mayor actividad de perforación con 438
y 244 pozos perforados, respectivamente; y 744 y
252 pozos terminados, respectivamente. Conviene
aclarar que en los activos Aceite Terciario de Golfo y
Burgos se terminaron, durante 2010, algunos pozos
perforados en 2009. Asimismo, se ejecutaron un total
de 638 reparaciones mayores, el mayor porcentaje de
éstas, también fue realizado en los activos Burgos y
Aceite Terciario del Golfo. Todas estas actividades per-
mitieron mover cantidades sustanciales de reservas
probables y posibles a probadas lo que permitió a la
región sustituir más del 100 por ciento, la producción
extraída durante 2010.
En referencia a las actividades exploratorias, durante
2010 se terminaron 22 pozos exploratorios, siendo el
descubrimiento de mayor relevancia el realizado con
el pozo Rabel-1 ubicado en el Activo Integral Veracruz,
que aportó gas seco en rocas del Mioceno Medio.
Los volúmenes originales de aceite y gas natural
de la Región Norte, para los últimos tres años se
muestran en el cuadro 5.9. Al 1 de enero de 2011, el
volumen original probado de aceite alcanza 48,663.2
millones de barriles de aceite que significa el 30.0 por
ciento del total nacional; mientras que el volumen
original de gas natural asciende a 75,601.1 miles de
millones de pies cúbicos, representando el 39.3 por
ciento a nivel nacional. A nivel regional el mayor
porcentaje del volumen original probado de aceite
y gas natural se localiza en el Activo Integral Poza
Rica-Altamira con 27,576.4 millones de barriles de
aceite y 43,078.9 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, que significan el 56.7 y 57.0 por
ciento, respectivamente; con respecto al total de la
región. El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo
contiene 20,210.1 millones de barriles de aceite y
9,176.3 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Los activos integrales Burgos y Veracruz, por
la naturaleza de sus yacimientos poseen volúmenes
marginales de aceite, sin embargo, alcanzan 17,570.2
y 5,775.8 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural, respectivamente.
Con respecto a los volúmenes originales
probables tanto de aceite como de gas natu-
ral al 1 de enero de 2011, la región presenta
números por 66,549.6 millones de barriles y
36,131.6 miles de millones de pies cúbicos,
que a nivel nacional representan el 85.0 y
76.0 por ciento, respectivamente. El 99.8 y
92.2 por ciento del los volúmenes originales
de aceite y gas natural, respectivamente,
se localizan en el Activo Integral Aceite
Terciario del Golfo, que contiene 66,385.3
millones de barriles de aceite y 33,325.7
miles de millones de pies cúbicos.
Los volúmenes originales en la categoría
posible, al 1 de enero de 2011, alcanzan
valores por 51,450.2 millones de barriles de
menes originales en la Región Norte.
mmb mmmpc
2009 Total 166,240.5 123,900.7
Probado 41,592.2 66,663.6
Probable 72,895.5 32,576.6
Possible 51,752.8 24,660.4
2010 Total 166,660.5 138,079.1
Probado 49,717.5 73,743.0
Probable 66,994.1 30,152.0
Posible 49,948.9 34,184.1
2011 Total 166,663.0 146,030.6
Probado 48,663.2 75,601.1
Probable 66,549.6 36,131.6
Posible 51,450.2 34,297.9

80
aceite y 34,297.9 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, que significan el 77.7 y 70.7 por ciento,
respectivamente, en relación a los volúmenes origi-
nales de aceite y gas natural totales de Pemex. Los
mayores volúmenes se localizan en el Activo Integral
Aceite Terciario del Golfo con 50,694.0 millones de
barriles de aceite y 20,543.8 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural.
Al desglosar el volumen original probado de gas na-
tural en gas asociado y no asociado, la Región Norte
presenta 53,094.3 y 22,506.8 miles de millones de
pies cúbicos de gas asociado y no asociado, respec-
tivamente. El 79.7 por ciento del volumen original
probado de gas asociado se ubica en el Activo Integral
Poza Rica-Altamira, mientras que el 76.1 por ciento
del volumen original probado de gas no asociado se
localiza en el Activo Integral Burgos.
Del total del volumen original probado de gas no
asociado, es decir, de los 22,506.8 miles de millones
de pies cúbicos, 12,542.6 miles de millones de pies
cúbicos, corresponden a gas húmedo; 9,440.6 mi-
les de millones de pies cúbicos son de gas seco, y
523.6 miles de millones de pies cúbicos son de gas
y condensado.
Con referencia a los 36,131.6 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural del volumen original probable;
33,473.8 miles de millones de pies cúbicos son de gas
asociado y 2,657.7 miles de millones de pies cúbicos
son de gas no asociado. El mayor porcentaje del vo-
lumen original probable de gas asociado se localiza
en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo con
33,325.7 miles de millones de pies cúbicos.
El volumen original probable de gas no asociado
se puede desagregar en 1,708.5 miles de millones
de pies cúbicos de gas húmedo, 829.6 miles de
millones de pies cúbicos de gas seco y 119.6 miles
de millones de pies cúbicos de gas y condensado.
El mayor porcentaje del volumen original probable
de gas no asociado se ubica en los yacimientos del
Activo Integral Burgos con 2,082.2 miles de millones
de pies cúbicos.
En lo concerniente al volumen original de gas natural
en la categoría posible, el cual asciende a 34,297.9
miles de millones de pies cúbicos, 31,573.5 miles
de millones de pies cúbicos pertenecen al volumen
original de gas asociado y 2,724.4 miles de millones
de pies cúbicos son atribuibles al gas no asociado.
Los mayores volúmenes originales de gas asociado
pertenecen al Activo Integral Aceite Terciario del Gol-
fo con 20,543.8 miles de millones de pies, mientras
que la mayor porción de los volúmenes de gas no
asociado se ubican en el Activo Integral Burgos con
2,105.0 miles de millones de pies cúbicos.
Del total del volumen original de gas no asociado
posible de la Región Norte, 1,773.2 miles de millones
de pies cúbicos son de gas húmedo, 914.0 miles de
millones de pies cúbicos son atribuibles al gas seco
y 37.2 miles de millones de pies cúbicos son de gas
y condensado.
El volumen original probado de aceite, al 1 de enero
de 2011, presenta un decremento por 1,054.3 millo-
nes de barriles de aceite, variación que fue originada
principalmente por la gran actividad de desarrollo de
campos realizada en Chicontepec del Activo Integral
Aceite Terciario, donde los parámetros petrofísicos de
los 438 pozos perforados en 2010, han sido inferiores
a los parámetros que se consideraron en la evalua-
ción anterior del volumen original, lo que generó la
reclasificación de 1,072.3 millones de barriles a la
categoría posible.
Con respecto al volumen original de gas natural, éste
observa un incremento de 1,858.1 miles de millones
de pies cúbicos, variación generada principalmente
por los resultados obtenidos del desarrollo de campos
en Chicontepec, donde los resultados de producción
y datos de presión-volumen-temperatura, arrojan

81
datos de relación de solubilidad inicial superiores a
los considerados en evaluaciones anteriores.
Al 1 de enero de 2011, el volumen original probable de
aceite, muestra un decremento de 444.5 millones de
barriles, que al igual que la reserva probada, es cau-
sado principalmente por la actividad de desarrollo de
campos en Chicontepec, donde se han reclasificado
a la categoría posible un volumen de 450.1 millones
de barriles de aceite.
Acerca del volumen original probable de gas natural,
éste exhibe un incremento de 5,979.6 miles de millo-
nes de pies cúbicos, y se localiza principalmente en
los campos del Paleocanal de Chicontepec y tiene la
misma justificación comentada en el volumen original
probado.
El volumen original posible de aceite, al 1 de enero
de 2011, tiene una adición de 1,501.3 millones de
barriles de aceite, que se explica principalmente por
la reclasificación de volúmenes originales probados
y probables a la categoría posible en el Paleocanal
de Chicontepec. Asimismo, el volumen original de
gas natural, en esta categoría, presenta una pequeña
variación positiva de 113.8 miles de millones de pies
cúbicos, que fue originada por la gran actividad de
desarrollo de campos en la región y por la revisión de
varios yacimientos en los activos integrales Burgos
y Veracruz.
Las reservas probadas de la Región Norte, al 1 de
enero de 2011, asciende a 658.4 millones de barriles
de aceite y 3,941.0 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, de los cuales 318.1 millones de barriles
de aceite y 2,765.1 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural son reservas probadas desarrolladas y
340.3 millones de barriles de aceite y 1,175.9 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural son reservas
probadas no desarrolladas.
Referente a las reservas probables, éstas alcanzaron
valores por 6,020.2 millones de barriles de aceite y
14,972.1 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural; mientras que las reservas posibles son de
5,237.4 millones de barriles de aceite y 15,718.9 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural.
En consecuencia las reservas 2P, es decir, la adición
de reservas probadas más probables, son 6,678.6
millones de barriles de aceite y 18,913.1 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural y las reservas
3P, adición de reservas probadas más probables más
posibles, llegaron a 11,915.9 millones de barriles de
de gas natural.
remanentes de aceite crudo de la Región Norte
en los últimos tres años.
Probada
Probable
Posible
mmb
2010 2011
6,077.6 6,020.2
5,392.0 5,237.4
12,083.1 11,915.9
613.6 658.4
2009
5,845.0
5,729.2
12,402.9
828.7
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2010 2011
3,866.8 3,941.0
15,232.9 14,972.1
16,223.9 15,718.9
35,323.6 34,632.0
2009
4,218.7
14,901.3
17,383.0
36,503.1
remanentes de gas natural de la Región Norte

82
La evolución histórica de los últimos tres años, para
las reservas probadas, probables y posibles de aceite
y gas natural, se puede observar en las figuras 5.19
y 5.20. Asimismo, en el cuadro 5.10 se muestra la
composición de las reservas probadas o 1P, 2P y 3P
a nivel de activo y por tipo de fluido.
A nivel nacional, al 1 de enero de 2011, la Región Nor-
te concentra el 6.5 y 22.8 por ciento de las reservas
probadas de aceite y gas natural, respectivamente.
En el contexto regional, el mayor porcentaje, es decir,
el 67.1 por ciento de las reservas probadas de aceite
se ubica en los campos del Activo Integral Aceite
Terciario del Golfo, seguido de los campos del Activo
Integral Poza Rica-Altamira con el 31.0 por ciento; en
tanto que el 49.9 por ciento de las reservas probadas
de gas natural se localizan en los campos del Activo
Integral Burgos, seguido de los campos del Activo
Integral Veracruz que suman el 21.8 por ciento.
Las reservas probadas desarrolladas de aceite y gas
natural de la Región Norte, equivalen al 4.5 y 25.1 por
ciento, respectivamente, comparadas con la totalidad
de reservas del país de este tipo de reservas. La dis-
tribución a nivel regional, de las reservas probadas
desarrolladas de aceite la encabeza el Activo Integral
Aceite Terciario del Golfo con el 49.8 por ciento, mien-
tras que el Activo Integral Poza Rica-Altamira alcanza
el 46.6 por ciento. En cuanto a las reservas probadas
desarrolladas de gas natural, el Activo Integral Burgos
posee el 51.3 por ciento y el Activo Integral Veracruz
concentra el 29.4 por ciento.
En relación a las reservas probadas no desarrolladas
de aceite y gas natural, la Región Norte contiene, en
un contexto nacional, el 10.8 y 18.6 por ciento, res-
pectivamente, de estas reservas. Regionalmente, en
el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo se ubica
el 83.3 por ciento de las reservas de aceite, mientras
que en los activos integrales Burgos y Aceite Terciario
del Golfo se sitúan el 46.7 y 40.9 por ciento, respecti-
vamente, de las reservas de gas no asociado.
En cuanto a las reservas probables de aceite y gas
natural, al 1 de enero de 2011, la Región Norte tiene el
56.1 y 71.6 por ciento, respectivamente, con respecto
Cuadro 5.10 Composición de las reservas por activo de la Región Norte.
Aceite Gas natural
1P 314.0 331.1 13.4 1,093.9 2,847.1
Aceite Terciario del Golfo 225.1 208.7 8.0 731.9 0.0
Burgos 0.0 0.0 5.4 16.4 1,950.2
Poza Rica-Altamira 82.0 122.4 0.0 327.3 55.7
Veracruz 6.9 0.0 0.0 18.2 841.2
2P 2,328.8 3,440.3 909.5 14,814.3 4,098.8
Aceite Terciario del Golfo 2,159.2 3,195.3 901.2 14,278.0 0.0
Burgos 0.0 0.0 6.7 21.1 2,910.6
Veracruz 10.0 0.0 0.0 22.5 1,001.1
3P 3,663.9 6,565.2 1,686.7 28,962.7 5,669.3
Aceite Terciario del Golfo 3,473.8 6,227.3 1,678.0 28,294.4 0.0
Burgos 0.0 0.0 7.1 23.0 4,102.7
Veracruz 15.1 0.0 0.0 49.5 1,181.7

83
a las reservas probables totales del país. En esta ca-
tegoría de reservas, el Activo Integral Aceite Terciario
del Golfo tiene casi la totalidad de estas reservas con
96.6 y 90.5 por ciento, de las reservas de aceite y gas
natural, respectivamente.
En la Región Norte se localiza el 54.2 por ciento de las
reservas posibles de aceite del país y el 68.2 por ciento
de las reservas posibles de gas natural. En la distri-
bución regional, el Activo Integral Aceite Terciario del
Golfo, posee los mayores volúmenes de reservas con
97.8 y 89.2 por ciento, respectivamente.
Las reservas 3P de aceite y gas natural, que son la
adición de las reservas probadas más probables más
posibles, para la Región Norte, al 1 de enero de 2011,
alcanzan valores de 11,915.9 millones de barriles de
de gas natural, valores que representan los mayores
volúmenes de reservas a nivel nacional. El Paleocanal
de Chicontepec posee la mayor cantidad reservas 3P
del país con 11,379.1 millones de barriles de aceite y
28,294.4 miles de millones de pies cúbicos de gas na-
tural, que a nivel nacional equivalen a 37.2 y 46.2 por
ciento, respectivamente. Dentro de la Región Norte,
el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo contiene
el mayor porcentaje de reservas con 95.5 por ciento
de las reservas 3P de aceite y el 81.7 por ciento de
las reservas de gas natural.
Al 1 de enero de 2011, la reserva probada de aceite
de la región registra una incremento neto de 82.2
millones de barriles con respecto al año anterior.
Dicha variación neta, función de la producción anual
de 37.4 millones de barriles, así como de los resulta-
dos relacionados con las actividades de desarrollo,
principalmente en los campos Furbero, Presidente
Alemán y Tajín del Activo Integral Aceite Terciario del
Golfo, y en los campos Altamira y Ébano Chapacao
del Activo Integral Poza Rica-Altamira, condujeron a
lograr el volumen de reserva probada de aceite antes
citado. En contraparte, los principales decrementos
en la reserva probada de aceite por actividades de
desarrollo se registraron en los campos Coyol y Hor-
cones del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, así
como en el campo Cacalilao perteneciente al Activo
Integral Poza Rica-Altamira.
En lo que concierne a la reserva probada de gas natu-
ral, al 1 de enero de 2011 se presenta un incremento
neto de 986.6 miles de millones de pies cúbicos, el
cual se atribuye primordialmente a las actividades
exploratorias, desarrollo de campos y revisiones al
comportamiento de yacimientos efectuadas. En parti-
cular, para el primer concepto se tiene principalmente
la adición de 54.5 miles de millones de pies cúbicos en
el campo Rabel del Activo Integral Veracruz, en cuanto
a desarrollo de campos destacan los incrementos
logrados en los campos Cauchy, Tajín y Nejo de los
activos integrales Veracruz, Aceite Terciario del Golfo y
Burgos, respectivamente. Estos campos adicionan en
conjunto 291.0 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural. En cuanto al rubro de revisiones, sobre-
salen los campos Lankahuasa y Papán de los activos
integrales Poza Rica-Altamira y Veracruz, respectiva-
mente, al registrar entre ambos una contribución de
115.4 miles de millones de pies cúbicos.
En relación a la reserva probable de aceite de la Re-
gión Norte, el volumen al 1 de enero de 2011 asciende
a 6,020.2 millones de barriles de aceite, mientras que
la de gas natural es de 14,972.1 miles de millones de
pies cúbicos. Estos volúmenes presentan reducciones
con respecto al año anterior por 57.4 millones de barri-
les de aceite y 260.8 miles de millones de pies cúbicos.
Las causas principales de dichas variaciones son las
revisiones efectuadas a los campos Cacahuatengo, Si-
tio y Tlacolula pertenecientes al Activo Integral Aceite
Terciario del Golfo, así como los campos Bagre y Poza
Rica del Activo Integral Poza Rica-Altamira.
Las reservas posibles de aceite y de gas natural, alcan-
zan 5,237.4 millones de barriles y 15,718.9 miles de mi-
llones de pies cúbicos, respectivamente. Comparados

84
con las reservas del año anterior, dichos volúmenes
implican reducciones por 154.6 millones de barriles
de aceite y 505.0 miles de millones de pies cúbicos.
La primera diferencia se debe a las actividades de de-
sarrollo en los campos Corralillo, Furbero y Remolino,
pertenecientes al Activo Integral Aceite Terciario del
Golfo, así como a las revisiones efectuadas en los cam-
pos Pastoría y Poza Rica de los activos Aceite Terciario
del Golfo y Poza Rica, respectivamente. En cuanto a
la reducción en la reserva posible de gas
natural, la razón principal se centra en la
reclasificación de reservas por desarrollo
en los campos Nejo del Activo Integral
Burgos y Corralillo, Furbero y Remolino,
del Activo Integral Aceite Terciario del
Golfo. Asimismo, las revisiones efec-
tuadas en los campos Kosni del Activo
Integral Poza Rica-Altamira y Pastoría del
Activo Integral Aceite Terciario del Golfo,
contribuyen a la diferencia anterior. El
cuadro 5.11 presenta la distribución de
las reservas de gas natural por activo
registradas al 1 de enero de 2011.
En términos de petróleo crudo equivalente, la reserva
probada de la Región Norte al 1 de enero de 2011
asciende a 1,435.8 millones de barriles, lo cual sig-
nifica 10.4 por ciento a nivel nacional. La figura 5.21
ilustra la distribución de esta reserva a nivel activo.
Con respecto al año anterior, la reserva probada en
cuestión registra un incremento neto por 299.8 mi-
Cuadro 5.11 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 de
enero de 2011.
en planta
mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 3,941.0 3,700.5 3,518.1
Aceite Terciario del Golfo 731.9 651.6 543.7
Burgos 1,966.6 1,910.6 1,868.7
Poza Rica-Altamira 383.0 286.6 256.0
Veracruz 859.4 851.7 849.7
Probable 14,972.1 13,310.0 11,240.9
Aceite Terciario del Golfo 13,546.0 11,974.7 9,955.5
Burgos 965.0 946.8 921.7
Veracruz 164.3 162.5 162.1
Posible 15,718.9 13,896.8 11,701.5
Aceite Terciario del Golfo 14,016.4 12,271.0 10,120.8
Burgos 1,194.0 1,171.7 1,140.5
Veracruz 207.6 204.4 202.2
403.8
mmbpce
268.6
171.2 1,435.8
Veracruz TotalBurgos Poza Rica-
Altamira
Aceite Terciario
del Golfo
592.2
Figura 5.21 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, distribuidas
por activo en la Región Norte.

85
llones de barriles, como consecuencia
principalmente de las actividades de
desarrollo de campos.
En lo que respecta a la reserva proba-
ble, el volumen al 1 de enero de 2011
asciende a 9,060.2 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, el cual
representa 60.3 por ciento del total nacio-
nal. El volumen anterior, comparado con
la cifra registrada el año 2010, presenta
una reducción de 90.0 millones de barri-
les. La figura 5.22 muestra la distribución
por activo integral de la reserva probable
para la Región Norte.
Al 1 de enero del presente año, la reserva posible
asciende a 8,387.6 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, que significa 58.9 por ciento del
total de la reserva a nivel nacional. La figura 5.23 pre-
senta la distribución de las reservas para cada uno de
los activos integrales de la región. En comparación al
año 2010, el volumen de reserva posible registra una
reducción de 252.3 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, lo cual se debe básicamente a
desarrollo de campos y revisiones al comportamiento
de los yacimientos.
La reserva total 3P, la cual resulta de adicionar los vo-
lúmenes de reservas probada, probable
y posible, es de 18,883.6 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente.
En esta categoría, el volumen anterior
representa 43.8 por ciento de la reserva
3P del país. En un contexto regional, 90.5
por ciento corresponde al Activo Integral
Aceite Terciario del Golfo. Además, al
comparar la reserva con el volumen del
año 2010, se presenta un decremento
de 258.8 millones de barriles de petró-
leo equivalente, lo que en esencia se
atribuye a las actividades de desarrollo
de campos y a la producción anual. La
figura 5.24 detalla la composición de la reserva 3P a
nivel regional.
Esta relación para petróleo crudo equivalente, resul-
tado de dividir la reserva entre la producción del año
2010, al considerar la reserva 1P registra un valor de
6.6 años para la Región Norte. Asimismo, al involu-
crar la reserva 2P, es decir, la suma de las reservas
probada y probable de petróleo crudo equivalente, la
relación resulta de 48.5 años, y al considerar la reserva
3P o total, esto es, la suma de las reservas probada,
probable y posible de petróleo crudo equivalente, la
relación reserva-producción es de 87.3 años. La razón
252.5
8,571.9
201.3 34.6 9,060.2
Poza Rica-
Altamira
Aceite Terciario
del Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 5.22 Reservas probables al 1 de enero de 2011, distribuidas
por activo en la Región Norte.
248.5
7,934.1
160.0 45.0 8,387.6
Poza Rica-
Altamira
Aceite Terciario
del Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 5.23 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, distribuidas por
activo en la Región Norte.

86
de las diferencias entre la relación reserva probada-
producción y aquellas estimadas incluyendo además
las reservas probables y posibles, se debe a que estas
dos últimas categorías consideran los volúmenes
correspondientes a Chicontepec, las que actualmente
ocupan el primer lugar a nivel nacional.
Aunado a lo anterior, al considerar la reserva probada
de aceite, la relación reserva-producción es de 17.6
años, mientras que al involucrar la reserva de aceite
2P, la relación resulta de 178.7 años. Asimismo, la
relación reserva de aceite 3P-producción es de 318.8
años. Todos los cocientes anteriores se obtienen con-
siderando la producción del año 2010 de 37.4 millones
de barriles de aceite. Por lo que respecta al gas natural
y considerando la producción anual de 912.4 miles
de millones de pies cúbicos, los valores de la relación
reserva-producción para las reservas 1P, 2P y 3P, son
de 4.3, 20.7 y 38.0 años, respectivamente.
El cuadro 5.12 presenta la evolución de las reservas
por tipo de fluido en la Región Norte. En base a la infor-
1,854.91,883.4 Líquidos de planta
Condensado
Gas seco
equivalente
Aceite
19.4
25.122.919.1
1,970.5
5,613.0
5,087.65,153.0
12,546.0 11,915.912,083.1
57.6 74.5 -174.5 -216.3
20,149.0
18,883.619,142.4
Desarrollos2008 20112010
mmbpce
1,918.2
5,384.6
12,402.9
19,724.8
2009
Figura 5.24 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Norte.
Cuadro 5.12 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte.
planta
2009 Total 12,402.9 19.1 1,918.2 5,384.6 19,724.8
Probada 828.7 8.0 105.5 710.1 1,652.4
Probable 5,845.0 4.6 838.4 2,174.6 8,862.6
Possible 5,729.2 6.5 974.3 2,499.9 9,209.9
2010 Total 12,083.1 22.9 1,883.4 5,153.0 19,142.4
Probada 613.6 9.7 83.5 645.5 1,352.3
Probable 6,077.6 5.8 873.6 2,193.3 9,150.2
Posible 5,392.0 7.4 926.2 2,314.2 8,639.8
2011 Total 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6
Probada 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8
Probable 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2
Posible 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6

87
mación presentada, se establece que 45.9 por ciento
de la reserva probada está conformada por aceite, 47.1
por ciento es gas seco equivalente a líquido, 6.3 por
ciento son líquidos de planta y 0.8 por ciento corres-
ponde a condensado. En cuanto a la conformación de
la reserva probable, 66.4 por ciento es aceite, 23.9 por
ciento corresponde a gas seco equivalente a líquido,
9.6 por ciento son líquidos de planta, en tanto que 0.1
por ciento son condensados. Por último, la reserva
posible de la región se compone de 62.4 por ciento
de aceite, 26.8 por ciento de gas seco equivalente a
líquido, 10.6 por ciento corresponde a líquidos de
planta y 0.1 por ciento a condensado.
5.4 Región Sur
Comprende la totalidad de los estados de Tabasco,
Campeche, Chiapas, Yucatán y Quinta Roo y parte
de Veracruz, Oaxaca, y Guerrero. Abarca un área de
390,000 kilómetros cuadrados y se ubica en la porción
Sur de la República Mexicana, colinda al Norte con el
Golfo de México; al Noroeste con la Región Norte en
el paralelo 18° y el Río Tesechoacán, al Oriente limita
con el Mar Caribe, Belice y Guatemala y al Sur con el
Océano Pacífico. Su ubicación geográfica se muestra
en la figura 5.25.
La Región Sur está constituida por un Activo Re-
gional de Exploración y cinco activos integrales:
Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac
y Samaria-Luna, figura 5.26. Las actividades de estos
activos abarcan desde las etapas exploratorias, incor-
poración de reservas y delimitación, hasta las fases de
desarrollo, explotación y abandono de campos.
Al cierre del año 2010, la Región Sur tiene documenta-
dos 120 campos con reservas remanentes 3P, siendo
Sonora
Coahuila
Durango
Sinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis Potosí
Aguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
Michoacán
Colima
Querétaro
Puebla
D.F.
México
Tlaxcala
Morelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
Belice
Quintana Roo
Oaxaca
Campeche
El Salvador
Honduras
Océano Pacífico
Región Sur
Tamaulipas
Veracruz
N
S
O E
Golfo de México
100 200 300 400 500 Km0
Figura 5.25 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero,
Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.

88
el Activo Integral Macuspana el que administra el ma-
yor número de campos con 33, los activos integrales
Bellota-Jujo y Muspac administran 29 y 24, respecti-
vamente, mientras que los activos Cinco Presidentes
y Samaria-Luna son los que menos campos controlan
con 21 y 13, respectivamente.
La Región Sur produjo en 2010, 194.1 millones de ba-
rriles de aceite y 644.1 miles de millones de pies cúbi-
cos de gas natural, lo que representó una producción
diaria de 531.9 miles de barriles de aceite y 1,764.7
millones de pies cúbicos de gas natural. Estas cifras
significaron, a nivel nacional, 20.6 y 25.1 por ciento
de las producciones de aceite y gas natural, respecti-
vamente. Además, en lo que respecta a la producción
de petróleo crudo equivalente en el contexto nacional
del año anterior, la región se colocó nuevamente en la
segunda posición al sumar 331.2 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente o 907.5 mil barriles por
día de petróleo crudo equivalente, contribuyendo así
con el 23.9 por ciento del total del país.
5.4.1. Evolución de los volúmenes originales
Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado de
aceite de la región ha sido estimado en 34,962.3 mi-
llones de barriles, que representa 21.6 por ciento del
volumen del país en dicha categoría, lo que se traduce
en un decremento de 6.9 por ciento con respecto al
año anterior, derivado de la revisión y desarrollo de
los campos de la región. A nivel regional, los activos
integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo contienen la
mayor parte del volumen, esto es, 11,214.5 y 11,208.3
millones de barriles de aceite, respectivamente,
cuya adición significa 64.1 por ciento del total de la
región y presentan un decremento de 4.9 por ciento
con respecto al 1 de enero de 2010 por concepto
de revisiones y desarrollo. En lo que corresponde a
los activos integrales Cinco Presidentes, Macuspana
y Muspac, estos registran 6,840.6, 265.9 y 5,433.1
millones de barriles de aceite, respectivamente, que
sumándolos representan 35.9 por ciento del volumen
regional, mostrando un decremento de 10.2 por cien-
Km10 20 30 40 500
Villahermosa
Chiapas
Oaxaca
Palenque
Campeche
Ocosingo
Tabasco
Veracruz
Coatzacoalcos
Muspac
Cinco Presidentes
Bellota-
Jujo
Macuspana
Samaria-
Luna
N
S
O E
Frontera
Figura 5.26 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Sur.

89
to con respecto al año anterior, fundamentalmente
por revisión y desarrollo de campos.
El volumen original probable de aceite de la Región
Sur alcanzó 2,786.6 millones de barriles, que repre-
sentan 3.6 por ciento del total nacional, lo que a su
vez significa un incremento con respecto al año pa-
sado de 10.6 por ciento, esto como resultado de las
actividades de exploración, delimitación, desarrollo y
revisión. El mayor volumen original probable de acei-
te corresponde nuevamente a los activos integrales
Bellota-Jujo y Samaria-Luna, que suman 2,249.2 mi-
llones de barriles, equivalentes a 80.7 por ciento de la
región. Por otro lado, los otros tres activos integrales
Cinco Presidentes, Macuspana y Muspac reportan en
conjunto 537.4 millones de barriles, lo que representa
19.3 por ciento de la región.
En lo que concierne al volumen original posible de
aceite tuvo una reducción con respecto a 2010 por
revisión y desarrollo de campos, éste se ubicó en
1,359.5 millones de barriles, que equivalen a 2.1
por ciento del volumen nacional. El Activo Integral
Samaria-Luna contiene 951.3 millones de barriles en
sus campos, lo que equivale al 70.0 por ciento del
total regional.
En lo que se refiere al volumen original de
gas natural de la Región Sur, al 1 de enero
de 2011 se tienen 68,031.6 miles de millones
de pies cúbicos en la categoría probada,
que constituyen 35.4 por ciento del total
nacional. El 78.7 por ciento regional corres-
ponde a la adición de los activos integrales
Muspac, Samaria-Luna y Bellota-Jujo, es
decir, 53,554.6 miles de millones de pies
cúbicos, presentando un decremento por
desarrollo y revisiones de los campos de
estos activos. Adicionalmente, 14,477.0
miles de millones de pies cúbicos están
distribuidos en los activos integrales Cinco
Presidentes y Macuspana, y equivalen a
21.3 por ciento de la región.
En lo referente a los volúmenes originales probables,
éstos ascienden a 3,962.5 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, es decir, muestran un decre-
mento de 4.4 por ciento con respecto al año anterior
originado principalmente por revisiones y desarrollo
de campos. El 67.5 por ciento del volumen original
probable de la región corresponde a la adición de
los activos integrales Bellota-Jujo y Muspac y el 32.5
por ciento a los activos integrales Cinco Presidentes,
Macuspana y Samaria-Luna.
Para el caso de volúmenes posibles, estos se ubican
en 1,743.2, miles de millones de pies cúbicos de gas
natural, con respecto al año anterior, representan un
ligero decremento del 0.3 por ciento causado prin-
cipalmente por desarrollo y revisiones de campos.
La suma de los volúmenes de los activos Integrales
Samaria-Luna y Muspac que son los que tienen los
valores más altos, engloban el 66.9 por ciento del vo-
lumen original posible de la región, mientras que los
tres activos restantes, Bellota-Jujo, Cinco Presidentes
y Macuspana concentran 33.1 por ciento del total
regional. Es importante mencionar que durante 2010,
existieron importantes descubrimientos, producto de
la actividad exploratoria realizada principalmente en
los activos integrales Bellota-Jujo y Samaria-Luna, lo
menes originales en la Región Sur.
mmb mmmpc
2009 Total 40,706.7 74,457.5
Probado 36,926.0 68,675.6
Probable 2,508.4 4,276.9
Posible 1,272.4 1,505.0
2010 Total 41,497.6 77,294.7
Probado 37,545.9 71,403.4
Probable 2,519.2 4,143.6
Posible 1,432.5 1,747.7
2011 Total 39,108.4 73,737.4
Probado 34,962.3 68,031.6
Probable 2,786.6 3,962.5
Posible 1,359.5 1,743.2

90
que ocasionó incrementos de los volúmenes origina-
les en esta categoría. El cuadro 5.13 ilustra el com-
portamiento de los volúmenes originales de aceite y
gas natural en sus diferentes categorías, reportados
al 1 de enero de los años 2009 a 2011.
La Región Sur registra al 1 de enero de 2011 un de-
cremento de 5.8 por ciento de su volumen original
total o 3P de aceite en comparación al año anterior,
ubicándose en 39,108.4 millones de barriles de aceite.
Este decremento se origina principalmente debido a
que se da de alta un nuevo modelo en el complejo
Cactus-Níspero-Río Nuevo y al ajuste por cambio en
el factor del volumen en los campos del complejo
Antonio J. Bermúdez.
Por lo que concierne al volumen original total o 3P de
gas natural, éste alcanza un valor de 73,737.4 miles de
millones de pies cúbicos, que representa un decre-
mento de 4.6 por ciento con respecto al año anterior,
mismo que ocurre, como en el caso del aceite, debido
principalmente a que se tiene un nuevo modelo está-
tico en el complejo Cactus-Níspero-Río Nuevo y en el
campo Carmito y al ajuste por cambio en el factor del
volumen en el complejo Antonio J. Bermúdez.
Al 1 de enero de 2011 el volumen original de aceite
probado es de 34,962.3 millones de barriles de aceite,
es decir, 6.9 por ciento menor con respecto al año
anterior. Esta variación negativa se origina en los
activos integrales Samaria-Luna y Muspac, donde los
complejos Antonio J. Bermúdez y Cactus-Níspero-
Río Nuevo y el campo Carmito, disminuyeron sus
volúmenes en 2,000.2, 1,375.2, y 111.7 millones de
barriles de aceite, respectivamente. Como se comentó
anteriormente, esta diferencia en el complejo Anto-
nio J. Bermúdez se debe a un ajuste por cambio en
el factor de volumen de 1.4 a 1.593 m3/m3. Para los
restantes campos se debe a la actualización de sus
respectivos modelos geológicos. Además se tuvieron
incrementos considerables en los campos Bricol, Sen
y Caparroso-Pijije-Escuintle por 783.4 millones de ba-
rriles de aceite. En Bricol se reclasifica como volumen
probado el total del bloque productor del campo por
la perforación y terminación del pozo Bricol 2DL, en
Sen se tiene una reclasificación de volumen probable
a probado por resultados del desarrollo del campo
e incorporación del pozo exploratorio Pachira-1 y
finalmente en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle se
debe a un ajuste por Balance de Materia.
Para el volumen original probado de gas natural al
1 de enero de 2011, la cifra es de 68,031.6 miles de
millones de pies cúbicos, que significa un decremen-
to de 4.7 por ciento en relación al año pasado. Este
decremento se atribuye al igual que para el aceite
a los campos del complejo Antonio J. Bermúdez,
Cactus-Níspero-Río Nuevo y Carmito por 6,564.5
miles de millones de pies cúbicos de gas natural. El
principal incremento se tiene en el campo Samaria
por ajuste de área debido a la actualización del mo-
delo de caracterización estática y a la reclasificación
de volumen por prueba piloto en el yacimiento de
aceite extrapesado.
En cuanto al volumen original de aceite probable, se
tiene un incremento de 10.6 por ciento con respecto
al reportado al 1 de enero de 2010, lo cual equivale a
267.4 millones de barriles. Aumento que se justifica
casi en su totalidad por la incorporación de los pozos
exploratorios Bricol-2DL y Naguín-1 del Activo Integral
Bellota-Jujo y del campo Brillante perteneciente al
Activo Integral Cinco Presidentes. El principal decre-
mento se tiene en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle
por la reclasificación de volumen probable a probado
de la formación Cretácico como resultado de la per-
foración de los pozos Pijije-105 y 123.
En lo que respecta al volumen original probable de
gas natural, éste se situó al 1 de enero de 2011 en
3,962.5 miles de millones de pies cúbicos, lo que sig-
nifica una disminución de 4.4 por ciento con respecto
al año anterior. Gran parte de este decremento, es
originado por la reclasificación de volumen probable a

91
probado en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle y por
la eliminación del área Occidental probable del cam-
po Costero, con base en los resultados de los pozos
perforados, los resultados del balance de materia y la
reconfiguración del modelo estructural. El incremento
por la actividad exploratoria no fue suficiente para
contrarrestar esta reducción.
El volumen original de aceite en la categoría de posi-
ble, se ubica en 1,359.5 millones de barriles, es decir,
5.1 por ciento inferior al reportado al 1 de enero de
2010. Esta variación se justifica por los decrementos
en los campos Bricol y Paché por 171.4 millones de
barriles de aceite, para el primer campo se debe a
un ajuste como resultado de la perforación del pozo
Bricol-1DL, el cual encuentra un cambio de facies
hacia el Sur de la estructura; en el caso del segundo
campo, se ajusta el volumen debido a la revisión y
actualización del modelo geológico, ya que se tienen
áreas consideradas con alto riesgo geológico de
acuerdo al comportamiento de facies del yacimien-
to. Es conveniente mencionar que en este caso las
incorporaciones exploratorias nuevamente no fueron
suficientes para contrarrestar esta disminución.
Referente al volumen original posible de gas natural
al 1 de enero de 2011, su valor es de 1,743.2 miles
de millones de pies cúbicos, lo que representa una
ligera disminución de 0.3 por ciento con respecto al
año 2010. Esta variación negativa como en el caso del
aceite se debe al ajuste en los modelos geológicos
de los campos Bricol y Paché, ocasionando una dis-
minución de 289.0 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural.
La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2011
se sitúa en 2,564.6 millones de barriles, esto significa,
25.2 por ciento de las reservas probadas del país.
Para la reserva probada de gas natural, ésta alcanzó
un cifra de 6,228.6 miles de millones de pies cúbicos,
correspondiente a 36.0 por ciento del total de la re-
serva probada del país.
En cuanto a la desagregación de las reservas proba-
das, las probadas desarrolladas de aceite y gas natural
alcanzaron 1,812.5 millones de barriles y 4,338.4 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural, respecti-
vamente, mientras que las probadas no desarrolladas
son 752.1 millones de barriles de aceite y 1,890.2 mi-
les de millones de pies cúbicos de gas natural. Estos
valores representan 25.8 y 23.9 por ciento del total
de la reserva probada desarrollada y no desarrollada
de aceite del país, mientras que para la reserva pro-
bada desarrollada y no desarrollada de gas del país
las cifras corresponden a 39.4 y 30.0 por ciento. En
remanentes de gas natural de la Región Sur en
los últimos tres años.
remanentes de aceite crudo de la Región Sur
Probada
Probable
Posible
mmb
2010 2011
2,545.3 2,564.6
693.1 787.6
500.8 406.9
3,739.1 3,759.1
2009
2,480.2
700.8
471.8
3,652.9
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2010 2011
6,481.3 6,228.6
1,704.2
1,653.6
960.4
755.6
9,145.9
8,637.8
2009
6,602.1
1,902.2
902.2
9,406.5

92
cuanto a las reservas probadas desarrolladas en la
región, los campos con mayor participación son los
que integran el complejo Antonio J. Bermúdez y el
campo Jujo-Tecominoacán con 518.3 y 418.7 millones
de barriles de aceite y 924.5 y 650.8 miles de millones
de pies cúbicos de gas, respectivamente.
Al 1 de enero del año 2011, las reservas 2P son 3,352.1
millones de barriles de aceite y 7,882.2 miles de mi-
llones de pies cúbicos de gas natural. En términos de
reserva 3P, se tienen en la región 3,759.1 millones de
barriles de aceite y 8,637.8 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. En las figuras 5.27 y 5.28 se
aprecian las variaciones de las reservas de aceite y gas
natural durante los últimos tres años. En el cuadro 5.14
se indica, a nivel activo, la distribución las reservas
clasificadas como aceite pesado, ligero y superligero;
y para el gas, en términos de asociado y no asociado.
Esta clasificación se muestra para las categorías de
reserva probada, 2P y 3P. Cabe aclarar que el gas no
asociado incluye el correspondiente a los yacimientos
de gas y condensado, gas húmedo y gas seco.
En términos de reserva probada de aceite, los aceites
de tipo ligero y superligero dominan la composición
de la región con 96.6 por ciento, mientras que la
contribución del aceite pesado alcanza 3.4 por ciento.
En cuanto a la reserva probada de gas natural, 82.9
por ciento es gas asociado, y el resto corresponde
a gas no asociado. Los principales campos de gas
asociado siguen siendo Jujo-Tecominoacán, Íride,
Samaria, Cunduacán y Oxiacaque con 2,937.6 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras
que los de gas no asociado son Costero, Giraldas y
Chiapas-Copanó con 538.3 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. Estos tres últimos campos
son yacimientos de gas y condensado, mientras que
los campos mayores de gas seco o gas húmedo son
Narváez, José Colomo y Usumacinta con 142.4 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural.
Cuadro 5.14 Composición de las reservas por activo de la Región Sur.
Aceite Gas natural
1P 88.3 1,743.8 732.5 5,160.7 1,067.9
Bellota-Jujo 15.7 683.7 209.8 1,718.1 70.8
Cinco Presidentes 14.4 188.5 2.5 281.4 12.4
Macuspana 0.0 13.9 29.0 8.1 550.4
Muspac 3.3 36.4 84.8 387.5 384.0
Samaria-Luna 54.9 821.4 406.4 2,765.6 50.2
2P 185.1 2,011.0 1,156.1 6,229.4 1,652.7
Bellota-Jujo 28.3 810.3 411.3 2,136.5 100.0
Macuspana 0.0 16.2 46.0 16.7 906.1
Muspac 8.0 37.9 131.2 520.6 514.1
Samaria-Luna 131.9 916.5 562.3 3,223.9 120.1
3P 319.8 2,123.8 1,315.4 6,699.8 1,937.9
Bellota-Jujo 30.5 814.9 473.4 2,227.7 108.9
Macuspana 0.0 16.2 60.6 16.8 1,096.2
Muspac 8.0 65.7 167.2 683.1 563.9
Samaria-Luna 264.5 916.5 602.9 3,346.1 120.1

93
La reserva probable de aceite, reportada al 1 de enero
del año 2011, es 787.6 millones de barriles que repre-
sentan el 7.3 por ciento del total nacional. Además, la
reserva probable de gas alcanza 1,653.6 miles de mi-
llones de pies cúbicos, equivalente a 7.9 por ciento del
total del país. La reserva posible contribuye con 406.9
millones de barriles de aceite, que representa el 4.2 por
ciento del total nacional, en tanto la reserva posible de
gas natural se sitúa en 755.6 miles de millones de pies
cúbicos, es decir, el 3.3 por ciento nacional.
La reserva probada de aceite de la región al 1 de enero
de 2010, presenta un incremento de 8.4 por ciento con
respecto al año anterior, que se explica por los 213.2
millones de barriles en los conceptos de incorporacio-
nes, revisiones y desarrollos. Los principales incremen-
tos de reservas en esta categoría se encuentran en los
campos Caparroso-Pijije-Escuintle, Bricol y Sen, y son
originados por la reclasificación de reserva probable a
probada por los resultados satisfactorios en la perfora-
ción de pozos de desarrollo durante 2010. Además, las
incorporaciones exploratorias adicionaron 54.7 millo-
nes de barriles de aceite. También se tuvieron algunos
decrementos en los campos Íride por 55.7 millones de
barriles debido al comportamiento presión-producción
del campo y en Jujo-Tecominoacán por la revisión y
ajuste del modelo de simulación con 19.3 millones de
barriles. La producción de aceite del periodo fue de
194.1 millones de barriles.
Las reservas probadas de gas natural de la Región
Sur, en comparación con el año anterior, muestran
una variación positiva de 391.4 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural, alcanzando, al 1 de enero
de 2011, un valor de 6,228.6 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. Este incremento se debe a las
incorporaciones exploratorias de los pozos Palapa-301,
Pachira-1, Bricol-2DL, Juspí-101-A, Guaricho-501 y Bri-
llante-1, que adicionaron 41.3, 39.8, 21.3, 13.6, 3.0 y 2.6
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente y
al desarrollo de los campos Caparroso-Pijije-Escuintle
y Sen con 444.4 miles de millones de pies cúbicos.
Los principales decrementos se tienen en los campos
Jujo-Tecominoacán, Chiapas-Copanó e Íride por 120.0,
94.8 y 49.5 miles de millones de pies cúbicos, respec-
tivamente. El primero disminuye por la actualización
del modelo dinámico, el segundo por el fuerte incre-
mento en el flujo fraccional de agua y el tercero por el
comportamiento presión-producción del campo. La
producción en el periodo explica una disminución de
644.1 miles de millones de pies cúbicos.
En cuanto a las reservas probables de aceite de la
región, al 1 de enero de 2011, el valor estimado es de
787.6 millones de barriles, lo que significa un incre-
mento de 94.5 millones de barriles en comparación
con la reserva al 1 de enero de 2010. Esta variación
de reservas positiva se origina principalmente por la
incorporación de 149.8 millones de barriles como re-
sultado de la actividad exploratoria durante 2010 y al
incremento debido al cambio en el patrón de inyección
de nitrógeno en el campo Íride y al resultado exitoso
en la perforación de pozos de desarrollo en el campo
Sen por 8.6 y 8.1 millones de barriles de aceite, res-
pectivamente. Por otra parte, se tuvieron algunos de-
crementos en los campos Caparroso-Pijije-Escuintle y
Tajón. Para el primer campo se debe a la reclasificación
de reserva probable a probada como resultado de la
perforación de los pozos de desarrollo Pijije-103, 105,
112, 113 y 123, en el caso del segundo campo se debe
a su comportamiento presión-producción.
La reserva probable de gas natural de la región pre-
senta un decremento de 50.6 miles de millones de
pies cúbicos con respecto al valor reportado el 1 de
enero de 2010. De esta forma, al 1 de enero de 2011
la reserva asciende a 1,653.6 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. Los decrementos se tuvieron
principalmente en los campos Samaria, Caparroso-
Pijije-Escuintle, Cobra, Juspí y Cactus por 239.3 miles
de millones de pies cúbicos. Para el caso de Samaria
se debe al comportamiento presión-producción, para
Caparroso-Pijije-Escuintle por la reclasificación de sus
reservas probables a probadas debido a los resultados

94
favorables obtenidos en los pozos perforados durante
2010, Cobra y Juspí por el incremento en el flujo frac-
cional de agua y Cactus por ajuste al casquete de gas.
A pesar de que la actividad exploratoria aportó 181.9
miles de millones de pies cúbicos, no logró compensar
los decrementos comentados anteriormente.
En cuanto a la reserva posible de aceite de la región
al 1 de enero de 2011, ésta presenta un decremento
de 93.9 millones de barriles de aceite con respecto
a la reportada el 1 de enero de 2010, y se ubica en
406.9 millones de barriles. El decremento en cues-
tión se localiza principalmente en los campos Sitio
Grande, Terra, Níspero, Caparroso-Pijije-Escuintle y
San Ramón con 43.4, 20.1, 16.2, 10.3 y 9.7 millones
de barriles, respectivamente. En el caso de Sitio
Grande, Terra y Níspero la reducción se debe al
comportamiento presión-producción de los campos
y para Caparroso-Pijije-Escuintle y San Ramón por
el resultado no exitoso de los pozos Pijije-107 y San
Ramón-1601, los cuales resultaron invadidos de agua
salada. Los descubrimientos contribuyeron con un
incremento de 53.8 millones de barriles de aceite en
esta categoría de reserva. Adicionalmente se tiene un
incremento de 20.3 millones de barriles de aceite en el
campo Paredón por una revisión y estudio del campo,
donde se contempla un programa de mantenimiento
de presión con inyección de gas metano.
Por otro lado, las reservas posibles de gas natural,
presentan un decremento con respecto al año ante-
rior por 204.8 miles de millones de pies cúbicos, por
lo que la reserva remanente alcanza un valor al 1 de
enero de 2011 de 755.6 miles de millones de pies
cúbicos. Las principales variaciones negativas se tie-
nen en los campos Juspí, Terra, Cráter y Sitio Grande
con 230.0 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Para el caso de Juspí se debe al avance del
contacto agua-aceite, en Terra y Sitio Grande por el
comportamiento presión-producción y en Cráter se
Cuadro 5.15 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enero
de 2011.
en planta
mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 6,228.6 5,860.3 4,344.9
Bellota-Jujo 1,788.9 1,589.4 1,158.6
Cinco Presidentes 293.8 220.4 183.2
Macuspana 558.5 550.5 451.2
Muspac 771.5 747.5 544.7
Samaria-Luna 2,815.8 2,752.4 2,007.2
Probable 1,653.6 1,589.6 1,194.0
Bellota-Jujo 447.6 421.3 307.1
Macuspana 364.3 360.8 289.4
Muspac 263.2 252.0 188.6
Samaria-Luna 528.3 517.8 377.6
Posible 755.6 639.3 485.2
Bellota-Jujo 100.1 78.5 59.2
Macuspana 190.2 188.0 142.7
Muspac 212.3 207.6 158.3
Samaria-Luna 122.1 121.5 88.6

95
dan de baja localizaciones en el bloque costa afuera
por el alto costo de perforación. Las incorporaciones
exploratorias contribuyeron con 81.1 miles de mi-
llones de pies cúbicos de gas natural. En el cuadro
5.15 se muestra la distribución de las reservas de gas
natural, gas a entregar en planta y gas seco en las
categorías de reservas probada, probable y posible.
El volumen de la reserva 3P en términos de petróleo
crudo equivalente, es decir, la adición de reservas
probadas más probables más posibles, al 1 de ene-
ro de 2011 asciende a 5,724.9 millones de barriles,
equivalente al 13.3 por ciento del total nacional. Este
valor comparado con el del año anterior, presenta
un incremento de 4.0 por ciento. La reserva 3P se
localiza principalmente en los campos de los activos
integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo, que concen-
tran, 77.9 por ciento del total. En la figura 5.29 se
presenta la variación que han sufrido las reservas 3P
durante el año 2010, en comparación con los años
2007, 2008 y 2009.
La reserva probada de la Región Sur al 1 de enero
de 2011 en términos de petróleo crudo equivalente
asciende a 4,000.5 millones de barriles, volumen
que significa 29.0 por ciento de la reserva probada
nacional, figura 5.30. En comparación con el año
anterior, la reserva presenta un incremento de 295.7
Líquidos de planta
Condensado
Gas seco
equivalente
Aceite
95.8 75.1 99.189.2
898.4
1,420.9
6,216.1
Desarrollos2008
mmbpce
3,801.0 3,739.1 3,759.1
2010 2011
763.5 708.5
1,246.4 1,158.3
3,652.9
2009
806.8
1,313.6
5,862.5
347.9 -218.9 102.9 -331.2
5,824.3 5,724.9
Figura 5.29 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Sur.
mmbpce
1,315.7
Bellota-
Jujo
1,955.7
Samaria-
Luna
302.8
Muspac
4,000.5
Total
163.0
Macuspana
263.3
Cinco
Presidentes
Figura 5.30 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Sur.

96
dicha variación positiva se origina principalmente
con 342.7 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente por la reclasificación de reserva probable
a probada en los campos Caparroso-Pijije-Escuintle,
Sen y Bricol, por la perforación exitosa de pozos de
desarrollo durante 2010. Los descubrimientos debido
a la actividad exploratoria aportaron 82.8 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. El princi-
pal decremento se tuvo en el campo Íride por 74.2
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
debido al comportamiento presión-producción del
campo. Además la producción en el período explica
una disminución de 331.2 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente.
Con relación a la reserva probable de petróleo crudo
equivalente al 1 de enero de 2011, la región totalizó
1,168.2 millones de barriles, que equivalen al 7.8
por ciento del total de las reservas probables del
país, figura 5.31. Para esta categoría se presenta un
incremento de 90.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente en relación al volumen de reser-
vas remanentes del año anterior. Esto se origina
principalmente por la incorporación exploratoria en
los campos Bellota (Naguín-1), Bricol (Bricol-2DL),
Brillante (Brillante-1), Guaricho (Guaricho-501), Juspí
(Juspí-101A), Luna-Palapa (Palapa-301) y Sen (Pachi-
ra-1) con 192.7 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. El principal decremento se presenta en
el campo Caparroso-Pijije-Escuintle por 44.9 millones
Figura 5.31 Reservas probables al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Sur.
445.4
56.9
98.6
111.5
455.8
1,168.2
Cinco
Presidentes
Muspac Total
mmbpce
Bellota-
Jujo
MacuspanaSamaria-
Luna
Figura 5.32 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Sur.
111.7
201.4
97.7
88.2
57.1 556.2
Macuspana Total
mmbpce
Cinco
Presidentes
MuspacSamaria-
Luna
Bellota-
Jujo

97
de barriles de petróleo crudo equivalente, debido a
la reclasificación de reserva probable a probada del
yacimiento KS-KM como resultado de la terminación
exitosa de los pozos Pijije-103,105,112,113 y 123.
La reserva posible al 1 de enero de 2011 es de 556.2
que representa 3.9 por ciento del total del país, figura
5.32. Con relación al año anterior, la reserva posi-
ble de la región presenta un decremento de 154.6
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Esta variación negativa se debe principalmente a los
campos Sitio Grande, Terra, Juspí, Níspero, Cráter,
Caparroso-Pijije-Escuintle y Sen que en conjunto dis-
minuyeron en 180.3 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. En Sitio Grande, Terra y Níspero
se debe a la revisión del comportamiento presión-
producción de estos campos, en Juspí por el avance
del contacto agua-aceite, en Cráter por la cancelación
de localizaciones, en Caparroso-Pijije-Escuintle por
el resultado adverso del pozo Pijije-107 y en Sen por
la reclasificación de reserva posible a probada. En lo
que respecta a incrementos, los 7 pozos exploratorios
perforados durante 2010 adicionaron 72.5 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente y en el campo
Paredón se tuvo un incremento de 25.6 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente por el progra-
ma de inyección de gas metano.
La relación reserva probada-producción en petróleo
crudo equivalente al 1 de enero de 2011, alcanza un
valor de 12.1 años. El valor anterior es el cociente que
resulta de dividir la reserva 1P entre la producción
del año 2010, cuyo volumen es de 331.2 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. En cuanto
a la reserva 2P, resultado de adicionar las reservas
probada y probable de petróleo crudo equivalente, la
relación reserva-producción es de 15.6 años, mientras
que la citada relación resulta de 17.3 años al conside-
rar la reserva 3P o total. El Activo Integral Bellota-Jujo
presenta las mayores relaciones reserva-producción
de la región en la categoría de reservas probadas, 2P
y 3P con 15.9, 21.3 y 22.3 años, respectivamente.
Considerando la reserva probada de aceite, la relación
reserva probada-producción de la región es 13.2 años,
empleando una producción anual de 194.1 millones
de barriles de aceite en 2010. Si esta relación se
Cuadro 5.16 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Sur.
planta
2009 Total 3,652.9 89.2 806.8 1,313.6 5,862.5
Probada 2,480.2 76.3 573.1 919.5 4,049.1
Probable 700.8 11.1 159.0 269.4 1,140.3
Posible 471.8 1.8 74.7 124.8 673.0
2010 Total 3,739.1 75.1 763.5 1,246.4 5,824.3
Probada 2,545.3 61.4 548.4 881.0 4,036.1
Probable 693.1 10.1 138.1 236.2 1,077.4
Posible 500.8 3.7 77.0 129.3 710.8
2011 Total 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9
Probada 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5
Probable 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2
Posible 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2

98
calcula utilizando la reserva 2P, la relación resulta de
17.3 años, en tanto para la reserva 3P de 19.4 años. El
Activo Integral Samaria-Luna tiene la mayor relación
reserva probada-producción de aceite con 16.2 años,
seguido por el Activo Integral Bellota-Jujo con una
relación de 15.5 años.
Para el gas natural, la relación reserva probada-pro-
ducción resulta de 9.7 años, utilizando una producción
anual de 644.1 miles de millones de pies cúbico, mien-
tras que para las categorías de reservas 2P y 3P se
logran valores de 12.2 y 13.4 años, respectivamente. El
activo integral que presenta la mayor relación reserva-
producción en sus categorías 1P, 2P y 3P es Bellota-
Jujo con 16.0, 20.0 y 20.9 años, respectivamente.
Las reservas de hidrocarburos en función del tipo
de fluido se muestran en el cuadro 5.16 referidas al
1 de enero de los años 2009 a 2011, para las respec-
tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada
ciende a 556.2 millones de barriles y está distribuida

99
Abreviaturas
Concepto
AAPG American Association of Petroleum Geologists
API American Petroleum Institute
b barriles
bd barriles diarios
BTU british thermal unit
DST drill stem test
feem factor de encogimiento por eficiencia en el manejo
fegsl factor de equivalencia calorífica del gas seco a líquido
fei factor de encogimiento por impurezas
feilp factor de encogimiento por impurezas y licuables en planta
felp factor de encogimiento por licuables en planta
felt factor de encogimiento por licuables en el transporte
frc factor de recuperación de condensado
frlp factor de recuperación de líquidos en planta
gr/cm3
gramos sobre centímetro cúbico
kg/cm2
kilogramos sobre centímetro cuadrado
mb miles de barriles
mbpce miles de barriles de petróleo crudo equivalente
mmb millones de barriles
mmbpce millones de barriles de petróleo crudo equivalente
mmmb miles de millones de barriles
mmmbpce miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente
mmmmpc billones de pies cúbicos
mmmpc miles de millones de pies cúbicos
mmpc millones de pies cúbicos
mmpcd millones de pies cúbicos diarios
mpc miles de pies cúbicos
pc pies cúbicos
pce petróleo crudo equivalente
PEP Pemex Exploración y Producción
PVT presión-volumen-temperatura
SEC Securities and Exchange Commission
SPE Society of Petroleum Engineers
WPC World Petroleum Council
1P reservas probadas
2D bidimensional
2P reservas probadas más probables
3D tridimensional
3P reservas probadas más probables más posibles

101
Glosario
Abandono de pozos: Es la actividad final en la ope
ración de un pozo cuando se cierra permanentemente
bajo condiciones de seguridad y preservación del
medio ambiente.
Aceite: Porción de petróleo que existe en fase
líquida en los yacimientos y permanece así en con
diciones originales de presión y temperatura. Puede
incluir pequeñas cantidades de substancias que no
son hidrocarburos. Tiene una viscosidad menor o
igual a 10,000 centipoises, a la temperatura original
del yacimiento, a presión atmosférica, y libre de
gas (estabilizado). Es práctica común clasificar al
aceite en función de su densidad y expresada en
grados API.
Aceite extrapesado: Aceite crudo con fracciones
relativamente altas de componentes pesados, alta
densidad específica (baja densidad API) y alta visco
sidad, a condiciones de yacimiento. La producción de
este tipo de crudo generalmente presenta dificultades
de extracción y costos altos. Los métodos de recupe
ración más comunes para explotar comercialmente
este tipo de crudo son los térmicos.
Aceite ligero: La densidad de este aceite es mayor a
27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.
Aceite pesado: Es aquél cuya densidad es menor o
igual a 27 grados API.
Aceite superligero: Su densidad es mayor a los 38
grados API.
Acumulación: Ocurrencia natural de un cuerpo indi
vidual de petróleo en un yacimiento.
Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad ex
ploratoria. Comprende los descubrimientos y delimita
ciones de un campo durante el periodo en estudio.
Aguas profundas: Zonas costafuera donde la profun
didad del agua es mayor o igual a 500 metros.
Anticlinal: Configuración estructural de un paquete de
rocas que se pliegan, y en la que las rocas se inclinan
en dos direcciones diferentes a partir de una cresta.
Area probada: Proyección en planta de la parte
conocida del yacimiento correspondiente al volumen
probado.
Area probada desarrollada: Proyección en planta de
la extensión drenada por los pozos de un yacimiento
en producción.
Area probada no desarrollada: Proyección en planta
de la extensión drenada por pozos productores futu
ros en un yacimiento y ubicados dentro de la reserva
probada no desarrollada.
Basamento: Zócalo o base de una secuencia sedimen
taria compuesta por rocas ígneas o metamórficas.
Betumen: Porción de petróleo que existe en los
yacimientos en fase semisólida o sólida. En su es
tado natural generalmente contiene azufre, metales
y otros compuestos que no son hidrocarburos. El
betumen natural tiene una viscosidad mayor de
10,000 centipoises, medido a la temperatura original
del yacimiento, a presión atmosférica y libre de gas.
Frecuentemente, requiere tratamiento antes de so
meterlo a refinación.

Glosario
102
Bombeo mecánico: Sistema artificial de producción
en el que una bomba de fondo localizada en o cerca
del fondo del pozo, se conecta a una sarta de vari
llas de succión para elevar los fluidos de éste a la
superficie.
Bombeo neumático: Sistema artificial de producción
que se emplea para elevar el fluido de un pozo me
diante la inyección de gas a través de la tubería de
producción, o del espacio anular de ésta, y la tubería
de revestimiento.
Campo: Area consistente de uno o múltiples yaci
mientos, todos ellos agrupados o relacionados de
acuerdo a los mismos aspectos geológicos estructu
rales y/o condiciones estratigráficas. Pueden existir
dos o más yacimientos en un campo separados
verticalmente por una capa de roca impermeable o
lateralmente por barreras geológicas, o por ambas.
Complejo: Serie de campos que comparten instala
ciones superficiales de uso común.
Compresor: Es un equipo instalado en una línea de
conducción de gas para incrementar la presión y ga
rantizar el flujo del fluido a través de la tubería.
Condensados: Líquidos del gas natural constituidos
principalmente por pentanos y componentes de hi
drocarburos más pesados.
Condiciones estándar: Son las cantidades a las que
la presión y temperatura deberán ser referidas. Para
el sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cua
drada para la presión y 60 grados Fahrenheit para la
temperatura.
Contacto de fluidos: La superficie o interfase en un
yacimiento que separa dos regiones caracterizadas por
diferencias predominantes en saturaciones de fluidos.
Debido a la capilaridad y otros fenómenos, el cambio
en la saturación de fluidos no necesariamente es abrup
to, ni la superficie necesariamente es horizontal.
Cracking: Procedimientos de calor y presión que
transforman a los hidrocarburos de alto peso molecu
lar y punto de ebullición elevado en hidrocarburos de
menor peso molecular y punto de ebullición.
Criogenia: Es el estudio, producción y utilización de
temperaturas bajas.
Cuenca: Receptáculo donde se deposita una columna
sedimentaria, y que comparte en varios niveles estra
tigráficos una historia tectónica común.
Delimitación: Actividad de exploración que incre
menta, o reduce, reservas por medio de la perforación
de pozos delimitadores.
Densidad: Propiedad intensiva de la materia que
relaciona la masa de una sustancia y su volumen a
través del cociente entre estas dos cantidades. Se
expresa en gramos por centímetro cúbico, o en libras
por galón.
Densidad API: Medida de la densidad de los productos
líquidos del petróleo, derivado a partir de su densidad
relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad
API = (141.5 / densidad relativa) - 131.5. La densidad
API se expresa en grados; así por ejemplo la densidad
relativa con valor de 1.0 equivale a 10 grados API.
Desarrollo: Actividad que incrementa, o reduce,
reservas por medio de la perforación de pozos de
explotación.
Descubrimiento: Incorporación de reservas atribuible
a la perforación de pozos exploratorios que prueban
formaciones productoras de hidrocarburos.
Dómica: Estructura geológica que presenta una for
ma, o relieve, de forma semiesférica.
Endulzadora: Planta industrial cuyo objetivo es pro
porcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas
gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para

103
eliminar los compuestos de azufre indeseables o co
rrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.
Espaciamiento: Distancia óptima entre los pozos
productores de hidrocarburos de un campo o un
yacimiento.
Evaporitas: Rocas sedimentarias compuestas prin
cipalmente por sal, anhidrita o yeso, resultado de la
evaporación en zonas cercanas a la costa.
Espesor neto (hn
): Resulta de restar al espesor total
las porciones que no tienen posibilidades de producir
hidrocarburos.
Espesor total (h): Espesor desde la cima de la forma
ción de interés hasta un límite vertical determinado
por un nivel de agua o por un cambio de formación.
Estimulación: Proceso de acidificación o fracturamien
to llevado a cabo para agrandar conductos existentes o
crear nuevos en la formación productora de un pozo.
Estratigrafía: Parte de la geología que estudia el ori
gen, composición, distribución y sucesión de estratos
rocosos.
Factor de compresibilidad del gas (Z): Relación
adimensional entre el volumen de un gas real y el
volumen de un gas ideal. Su valor fluctúa usualmente
entre 0.7 y 1.2.
Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo
(feem): Es la fracción de gas natural que resulta de
considerar el autoconsumo y falta de capacidad en
el manejo de éste. Se obtiene de la estadística del
manejo del gas del último periodo en el área co
rrespondiente al campo en estudio.
Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la frac
ción que resulta de considerar las impurezas de gases
no hidrocarburos (compuestos de azufre, bióxido de
carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo.
Se obtiene de la estadística de operación del último
periodo anual del complejo procesador de gas donde
se procesa la producción del campo analizado.
Factor de encogimiento por impurezas y licuables en
planta (feilp): Es la fracción obtenida al considerar las
impurezas de gases no hidrocarburos (compuestos
de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que
contiene el gas amargo así como el encogimiento por
la generación de líquidos de planta en el complejo
procesador de gas.
Factor de encogimiento por licuables en el trans-
porte (felt): Es la fracción que resulta de considerar
a los licuables obtenidos en el transporte a plantas
de procesamiento. Se obtiene de la estadística del
manejo del gas del último periodo anual del área
correspondiente al campo en estudio.
Factor de encogimiento por licuables en planta (felp):
Es la fracción que resulta de considerar a los licuables
obtenidos en las plantas de proceso. Se obtiene de
la estadística de operación del último periodo anual
del complejo procesador de gas donde se procesa la
producción del campo en estudio.
Factor de equivalencia del gas seco a líquido (fegsl):
Factor utilizado para relacionar el gas seco a su equiva
lente líquido. Se obtiene a partir de la composición mo
lar del gas del yacimiento, considerando los poderes
caloríficos unitarios de cada uno de los componentes
y el poder calorífico del líquido de equivalencia.
Factor de recuperación (fr): Es la relación existente
entre la reserva original y el volumen original de
aceite o gas, medido a condiciones atmosféricas, de
un yacimiento.
Factor de recuperación de condensados (frc): Es el
factor utilizado para obtener las fracciones líquidas
que se recuperan del gas natural en las instalaciones
superficiales de distribución y transporte. Se obtiene
de la estadística de operación del manejo de gas y

Glosario
104
condensado del último periodo anual en el área co
rrespondiente al campo en estudio.
Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp): Es
el factor utilizado para obtener las porciones líquidas
que se recuperan en la planta procesadora de gas
natural. Se obtiene de la estadística de operación
del último periodo anual del complejo procesador
de gas donde es procesada la producción del campo
analizado.
Factor de resistividad de la formación (F): Relación
de la resistividad de una roca saturada 100 por ciento
con agua salada dividida entre la resistividad del agua
que la satura.
Factor de volumen (B): Factor que relaciona la unidad
de volumen de fluido en el yacimiento con la unidad
de volumen en la superficie. Se tienen factores de
volumen para el aceite, para el gas, para ambas fases,
y para el agua. Se pueden medir directamente de
una muestra, calcularse u obtenerse por medio de
correlaciones empíricas.
Falla: Superficie de ruptura de las capas geológicas a
lo largo de la cual ha habido movimiento diferencial.
Falla inversa: Es el resultado de las fuerzas de com
presión, en donde uno de los bloques es desplazado
hacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a 90
grados y se reconoce por la repetición de la columna
estratigráfica.
Falla normal: Es el resultado del desplazamiento de
uno de los bloques hacia abajo con respecto a la
horizontal. Su ángulo es generalmente entre 25 y 60
grados y se reconoce por la ausencia de una parte
de la columna estratigráfica.
Fase: Es la parte de un sistema que difiere, en sus
propiedades intensivas, de la otra parte del sistema.
Los sistemas de hidrocarburos generalmente se pre
sentan en dos fases: gaseosa y líquida.
Gas asociado: Gas natural que se encuentra en con
tacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento.
Este puede ser clasificado como gas de casquete
(libre) o gas en solución (disuelto).
Gas asociado libre: Es el gas natural que sobreyace y
está en contacto con el aceite crudo en el yacimiento.
Puede corresponder al gas del casquete.
Gas asociado en solución o disuelto: Gas natural
disuelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las
condiciones de presión y de temperatura que pre
valecen en él.
Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se ob
tiene del proceso del gas natural del cual le fueron
eliminadas las impurezas o compuestos que no son
hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes
más pesados que el metano es en cantidades tales
que permite su proceso comercial.
Gas natural: Mezcla de hidrocarburos que existe en
los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el
aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece
en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impu
rezas o substancias que no son hidrocarburos (ácido
sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono).
Gas no asociado: Es un gas natural que se encuentra
en yacimientos que no contienen aceite crudo a las
condiciones de presión y temperatura originales.
Gas seco: Gas natural que contiene cantidades me
nores de hidrocarburos más pesados que el metano.
El gas seco también se obtiene de los complejos
procesadores de gas.
Gas seco equivalente a líquido (GSEL): Volumen de
aceite crudo que por su poder calorífico equivale al
volumen del gas seco.
Graben: Fosa o depresión formada por procesos
tectónicos, limitada por fallas de tipo normal.

105
Hidrocarburos: Compuestos químicos constituidos
completamente de hidrógeno y carbono.
Horst: Bloque de la corteza terrestre que se ha levan
tado entre dos fallas; lo contrario de un graben.
Indice de hidrocarburos: Medida de la cantidad de
hidrocarburos que contiene el yacimiento por unidad
de área.
Kerógeno: Materia orgánica insoluble dispersa en
las rocas sedimentarias que producen hidrocarburos
cuando se somete a un proceso de destilación.
Límite convencional: Límite del yacimiento que se
establece de acuerdo al grado de conocimiento, o
investigación, de la información geológica, geofísica
o de ingeniería que se tenga del mismo.
Límite económico: Es el punto en el cual los ingresos
obtenidos por la venta de los hidrocarburos se igualan
a los costos incurridos en su explotación.
Límite físico: Límite de un yacimiento definido por
algún accidente geológico (fallas, discordancias, cam
bio de facies, cimas y bases de las formaciones, etc.),
por contactos entre fluidos, o por reducción hasta
límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o
por el efecto combinado de estos parámetros.
Limolita: Roca sedimentaria de grano fino que es
transportada por acción del agua. Su granulometría
está comprendida entre las arenas finas y las arcillas.
Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recupera
dos en plantas de procesamiento de gas, consistiendo
de etano, propano y butano, principalmente.
Metamórfico: Grupo de rocas resultantes de la
transformación que sucede, generalmente a gran
des profundidades, por presión y temperatura. Las
rocas originales pueden ser sedimentarias, ígneas o
metamórficas.
Nariz estructural: Término empleado en la geología
estructural para definir una forma geométrica en for
ma de saliente a partir de un cuerpo principal.
Núcleo: Muestra cilíndrica de roca tomada de una
formación durante la perforación, para determi
nar su permeabilidad, porosidad, saturación de
hidrocarburos, y otras propiedades asociadas a la
productividad.
Petróleo: Mezcla de hidrocarburos compuesta de
combinaciones de átomos de carbono e hidrógeno y
que se encuentra en los espacios porosos de la roca.
El petróleo crudo puede contener otros elementos de
origen no metálico como azufre, oxígeno y nitróge
no, así como trazas de metales como constituyentes
menores. Los compuestos que forman el petróleo
pueden estar en estado gaseoso, líquido o sólido,
dependiendo de su naturaleza y de las condiciones
de presión y temperatura existentes.
Petróleo crudo equivalente (PCE): Suma del aceite
crudo, condensado, líquidos de plantas y gas seco
Permeabilidad: Facilidad de una roca para dejar
pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica
si un yacimiento es, o no, de buenas características
productoras.
Permeabilidad absoluta: Capacidad de conducción,
cuando únicamente un fluido está presente en los
poros.
Permeabilidad efectiva: Es una medida relativa de
la conductancia de un medio poroso para un fluido
cuando el medio está saturado con más de un fluido.
Esto implica que la permeabilidad efectiva es una
propiedad asociada con cada fluido del yacimiento,
por ejemplo, gas, aceite, y agua. Un principio funda
mental es que la suma de las permeabilidades efec
tivas siempre es menor o igual que la permeabilidad
absoluta.

Glosario
106
Permeabilidad relativa: Es la capacidad que presenta
un fluido, como agua, gas o aceite, para fluir a través
de una roca, cuando ésta se encuentra saturada con
dos o más fluidos. El valor de la permeabilidad en
una roca saturada con dos o más fluidos es distinto al
valor de la permeabilidad de la misma roca saturada
con un solo fluido.
Planta criogénica: Planta procesadora capaz
de producir productos líquidos del gas natural,
incluyendo etano, a muy bajas temperaturas de
operación.
Play: Conjunto de campos y/o prospectos en deter
minada región, que están controlados por las mismas
características geológicas generales (roca almacén,
sello, roca generadora y tipo de trampa).
Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado por
unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando
una sustancia es quemada completamente. Los
poderes caloríficos de los combustibles sólidos y
líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU
por libra. Para los gases, este parámetro se expresa
generalmente en kilocalorías por metro cúbico o en
BTU por pie cúbico.
Porosidad: Relación entre el volumen de poros exis
tentes en una roca con respecto al volumen total de
la misma. Es una medida de la capacidad de alma
cenamiento de la roca.
Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de divi
dir el volumen total de poros comunicados entre el
volumen total de roca.
Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área pro
bada con el fin de producir hidrocarburos.
Pozo exploratorio: Pozo que se perfora sin conoci
miento detallado de la estructura rocosa subyacente
con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explota
ción sea económicamente rentable.
Presión capilar: Fuerza por unidad de área, resulta
do de fuerzas superficiales a la interfase entre dos
fluidos.
Presión de abandono: Es función directa de las
premisas económicas y corresponde a la presión de
fondo estática a la cual los ingresos obtenidos por la
venta de los hidrocarburos producidos son iguales a
los costos de operación del pozo.
Presión de saturación: Presión a la cual se forma la
primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a
la región de dos fases.
Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primera
gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la
región de dos fases.
Presión original: Presión que prevalece en un yaci
miento que no ha sido explotado. Es la presión que
se mide en el pozo descubridor de una estructura
productora.
Producción caliente: Es la producción óptima de
aceites pesados a través del empleo de métodos
térmicos de recuperación mejorada.
Producción fría: Es el uso de técnicas operativas y es
pecializadas de explotación, cuya finalidad es producir
rápidamente aceites pesados sin aplicar métodos de
recuperación térmica.
Provincia geológica: Región de grandes dimensiones
caracterizada por una historia geológica y desarrollos
similares.
Proyecto piloto: Proyecto que se lleva a cabo en un
pequeño sector representativo de un yacimiento, en
donde se efectúan pruebas similares a las que se lleva
rían a cabo en toda el área del yacimiento. El objetivo
es recabar información y/u obtener resultados que
puedan ser utilizados para generalizar una estrategia
de explotación en todo el campo petrolero.

107
Prueba de formación (Drill Stem Test): Procedimiento
que utiliza la sarta de perforación con el fin de determi
nar la capacidad productiva, presión, permeabilidad o
extensión de un yacimiento, o una combinación de lo
anterior, aislando la zona de interés con empacadores
temporales.
Radio de drene: Distancia desde la que se tiene flujo
de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega
la influencia de las perturbaciones ocasionadas por
la caída de presión.
Recuperación mejorada: Es la recuperación de aceite
por medio de la inyección de materiales que nor
malmente no están presentes en el yacimiento y que
modifican el comportamiento dinámico de los fluidos
residentes. La recuperación mejorada no se restringe
a alguna etapa en particular de la vida del yacimiento
(primaria, secundaria o terciaria).
Recuperación primaria: Extracción del petróleo uti
lizando únicamente la energía natural disponible en
los yacimientos para desplazar los fluidos, a través
de la roca del yacimiento hacia los pozos.
Recuperación secundaria: Técnicas de extracción adi
cional de petróleo después de la recuperación primaria.
Esta incluye inyección de agua, o gas con el propósito
en parte de mantener la presión del yacimiento.
Recurso: Volumen total de hidrocarburos existente
en las rocas del subsuelo. También conocido como
volumen original in situ.
Recurso contingente: Son aquellas cantidades de hi
drocarburos que son estimadas a una fecha dada, y que
potencialmente son recuperables de acumulaciones
conocidas pero que bajo las condiciones económicas
de evaluación correspondientes a esa misma fecha, no
se consideran comercialmente recuperables.
Recurso descubierto: Volumen de hidrocarburos del
cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.
Recurso no descubierto: Volumen de hidrocarburos
con incertidumbre, pero cuya existencia se infiere en
cuencas geológicas a través de factores favorables
resultantes de la interpretación geológica, geofísica
y geoquímica. Si comercialmente se considera recu
perable se le llama recurso prospectivo.
Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocarbu
ros estimado, a una cierta fecha, de acumulaciones
que todavía no se descubren pero que han sido infe
ridas y que se estiman potencialmente recuperables,
mediante la aplicación de proyectos de desarrollo
futuros.
Registro de pozos: Representa la información sobre
las formaciones del subsuelo obtenidas por medio
de herramientas que se introducen en los pozos, y
son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El re
gistro también incluye información de perforación y
análisis de lodo y recortes, de núcleos y pruebas de
formación.
Regresión: Término geológico utilizado para definir
el levantamiento de una parte del continente sobre
el nivel del mar, como resultado de un ascenso del
continente o de una disminución del nivel del mar.
Relación gas-aceite (RGA): Relación de la producción
de gas del yacimiento a la producción de aceite, me
didos a la presión atmosférica.
Relación gas disuelto-aceite: Relación del volumen
de gas que está disuelto en el aceite comparado con
el volumen de aceite que lo contiene. Esta relación
puede ser original (Rsi) o instantánea (Rs).
Relación reserva-producción: Es el resultado de
dividir la reserva remanente a una fecha entre la
producción de un periodo. Este indicador supone
producción constante, precio de hidrocarburos y
costos de extracción sin variación en el tiempo, así
como la inexistencia de nuevos descubrimientos en
el futuro.

Glosario
108
Reservas económicas: Producción acumulada que se
obtiene de un pronóstico de producción en donde se
aplican criterios económicos.
Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos
medido a condiciones atmosféricas, que queda por
producirse económicamente de un yacimiento a
determinada fecha, con las técnicas de explotación
aplicables. Es la diferencia entre la reserva original
y la producción acumulada de hidrocarburos a una
fecha específica.
Reservas de hidrocarburos: Volumen de hidrocar
buros medido a condiciones atmosféricas, que será
producido económicamente con cualquiera de los
métodos y sistemas de explotación aplicables a la
fecha de la evaluación.
Reserva original: Volumen de hidrocarburos a condi
ciones atmosféricas, que se espera recuperar econó
micamente con los métodos y sistemas de explotación
aplicables a una fecha específica. Es la fracción del
recurso descubierto y económico que podrá obte
nerse al final de la explotación del yacimiento.
Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos en
donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería
sugiere que son menos probables de ser comercial
mente recuperables que las reservas probables.
Reservas probables: Reservas no probadas cuyo
análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere
que son más tendientes a ser comercialmente recu
perables que no serlo.
Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o sus
tancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféri
cas, las cuales por análisis de datos geológicos y de
ingeniería se estima con razonable certidumbre que
serán comercialmente recuperables a partir de una
fecha dada proveniente de yacimientos conocidos
y bajo condiciones actuales económicas, métodos
operacionales y regulaciones gubernamentales. Di
cho volumen está constituido por la reserva probada
desarrollada y la reserva probada no desarrollada.
Reservas probadas desarrolladas: Reservas que se
espera sean recuperadas de los pozos existentes in
cluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden
ser recuperadas con la infraestructura actual mediante
trabajo adicional con costos moderados de inversión.
Las reservas asociadas a procesos de recuperación
secundaria y/o mejorada serán consideradas desa
rrolladas cuando la infraestructura requerida para el
proceso esté instalada o cuando los costos requeridos
para ello sean menores. Se consideran en este renglón,
las reservas en intervalos terminados los cuales están
abiertos al tiempo de la estimación, pero no han em
pezado a producir por condiciones de mercado, pro
blemas de conexión o problemas mecánicos, y cuyo
costo de rehabilitación es relativamente menor.
Reservas probadas no desarrolladas: Volumen que
se espera producir por medio de pozos sin instala
ciones actuales para producción y transporte, y de
pozos futuros. Se podrá incluir la reserva estimada
de los proyectos de recuperación mejorada, con
prueba piloto, o con el mecanismo de recuperación
propuesto en operación que se ha anticipado con alto
grado de certidumbre en yacimientos favorables a
este método de explotación.
Reservas no probadas: Volúmenes de hidrocarburos
y substancias asociadas, evaluadas a condiciones
atmosféricas que resultan de la extrapolación de las
características y parámetros del yacimiento más allá
de los límites de razonable certidumbre, o de supo
ner pronósticos de aceite y gas con escenarios tanto
técnicos como económicos que no son los que están
en operación o con proyecto.
Reservas técnicas: Producción acumulada derivada
de un pronóstico de producción en donde no hay
aplicación de criterios económicos.
Reserva 1P: Es la reserva probada.

109
Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más las
reservas probables.
Reservas 3P: Suma de las reservas probadas más las
reservas probables más las reservas posibles.
Revisión: Es la reserva resultante de comparar la
evaluación del año anterior con la nueva, en la cual
se consideró nueva información geológica, geofísica,
de operación, comportamiento del yacimiento, así
como la variación en los precios de los hidrocarburos
y costos de extracción. No incluye la perforación de
pozos.
Saturación de fluidos: Porción del espacio poroso
ocupado por un fluido en particular, pudiendo existir
aceite, gas y agua.
Sección sísmica: Perfil sísmico que emplea la refle
xión de las ondas sísmicas para determinar la geología
del subsuelo.
Segregación gravitacional: Mecanismo de empuje en
el yacimiento, en el que se presenta la tendencia de
los fluidos a separarse de acuerdo a sus respectivas
densidades. Por ejemplo, siendo el agua más pesada
que el aceite, en un proyecto de inyección de agua,
este fluido tenderá a moverse hacia la parte inferior
del yacimiento.
Sistema artificial de producción: Cualquiera de las
técnicas empleadas para extraer el petróleo de la for
mación productora a la superficie, cuando la presión
del yacimiento es insuficiente para elevar el petróleo
en forma natural hasta la superficie.
Tasa de restitución de reservas: Indica la cantidad
de hidrocarburos que se reponen o incorporan por
nuevos descubrimientos con respecto a lo que se pro
dujo en un periodo dado. Es el cociente que resulta
de dividir los nuevos descubrimientos por la produc
ción durante un periodo de análisis, y generalmente
es referida en forma anual y expresada en términos
porcentuales.
Trampa: Geometría que permite la concentración de
hidrocarburos.
Transgresión: Término geológico utilizado para de
finir la sumersión bajo el nivel del mar de una parte
del continente, como resultado de un descenso del
mismo, o de una elevación del nivel del mar.
Volumen original de gas: Cantidad de gas que se
estima existe originalmente en el yacimiento, y está
confinado por límites geológicos y de fluidos, pu
diéndose expresar tanto a condiciones de yacimiento
como a condiciones de superficie.
Volumen original de petróleo o aceite: Cantidad de
petróleo que se estima existe originalmente en el
yacimiento, y está confinado por límites geológicos y
de fluidos, pudiéndose expresar tanto a condiciones
de yacimiento como a condiciones de superficie.
Yacimiento: Porción de trampa geológica que con
tiene hidrocarburos, que se comporta como un sis
tema hidráulicamente interconectado, y donde los
hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión
elevadas ocupando los espacios porosos.
Yacimiento análogo: Porción de trampa geológica
intercomunicada hidráulicamente con condiciones de
yacimiento, mecanismos de empuje y propiedades de
roca y fluidos similares a las de otra estructura de inte
rés, pero que típicamente se encuentra en una etapa
de desarrollo más avanzada que ésta, proporcionando
de esta forma un apoyo para su interpretación a partir
de datos limitados, así como para la estimación de su
factor de recuperación.

111
Anexoestadístico
PemexExploraciónyProducción
Reservasdehidrocarburosal1deenerode2011
VolumenoriginalReservadehidrocarburosReservadegas
AceiteGasnaturalPetróleocrudo
equivalente
AceiteCondensadoLíquidosde
planta*
Gasseco**GasnaturalGasseco
mmbmmmpcmmbpcemmbmmbmmbmmbpcemmmpcmmmpc
Totales(3P)306,443.8288,430.643,073.630,559.8294.13,573.38,646.561,274.944,969.6
MarinaNoreste73,483.227,462.512,081.311,170.3126.3259.7525.04,757.12,730.6
MarinaSuroeste27,189.241,200.16,383.73,714.543.6750.21,875.513,248.09,754.5
Norte166,663.0146,030.618,883.611,915.925.11,854.95,087.634,632.026,460.5
Sur39,108.473,737.45,724.93,759.199.1708.51,158.38,637.86,024.1
Probadas161,985.4192,412.713,796.010,161.0198.11,034.62,402.317,316.312,494.2
MarinaNoreste60,014.724,847.96,283.45,682.285.3172.2343.63,083.21,787.2
MarinaSuroeste18,345.223,932.12,076.31,255.822.2251.5546.84,063.62,843.9
Norte48,663.275,601.11,435.8658.411.189.8676.43,941.03,518.1
Sur34,962.368,031.64,000.52,564.679.5521.1835.46,228.64,344.9
Probables78,278.247,529.315,013.110,736.458.01,238.92,979.820,905.415,497.7
MarinaNoreste5,556.21,036.23,084.62,927.622.145.289.7825.1466.4
MarinaSuroeste3,385.86,399.01,700.01,001.113.2186.6499.23,454.62,596.3
Norte66,549.636,131.69,060.26,020.25.9872.82,161.314,972.111,240.9
Sur2,786.63,962.51,168.2787.616.7134.3229.61,653.61,194.0
2P240,263.6239,942.028,809.120,897.4256.12,273.55,382.138,221.727,991.9
MarinaNoreste65,570.925,884.19,368.08,609.8107.4217.4433.33,908.32,253.7
MarinaSuroeste21,731.030,331.13,776.32,256.935.4438.11,046.07,518.15,440.2
Norte115,212.8111,732.710,496.06,678.617.1962.62,837.818,913.114,759.0
Sur37,748.971,994.15,168.83,352.196.2655.41,065.07,882.25,538.9
Posibles66,180.248,488.614,264.59,662.438.01,299.73,264.423,053.316,977.8
MarinaNoreste7,912.31,578.42,713.32,560.518.942.391.7848.8476.9
MarinaSuroeste5,458.210,869.02,607.41,457.68.2312.1829.55,729.94,314.2
Norte51,450.234,297.98,387.65,237.48.0892.32,249.915,718.911,701.5
Sur1,359.51,743.2556.2406.92.953.193.3755.6485.2
*Líquidosdelgasobtenidosenplantasdeproceso.
**EllíquidoobtenidosuponeunpodercaloríficoequivalentealcrudoMayayunamezclapromediodegassecoobtenidaenCactus,Cd.PemexyNuevoPemex.
Nota:Todaslasunidadesestánexpresadasacondicionesatmosféricas,ysuponen15.6°Cy14.7librasdepresiónporpulgadacuadrada.

112
PemexExploraciónyProducción
Produccióndehidrocarburos
200820092010
Acumuladaal
1deenerode2011
AceiteGasnaturalAceiteGasnaturalAceiteGasnaturalAceiteGasnatural
mmbmmmpcmmbmmmpcmmbmmmpcmmbmmmpc
1,021.72,532.2949.52,566.2940.22,562.338,772.466,758.8
MarinaNoreste638.9695.9544.9650.6510.0578.016,973.88,511.8
Cantarell380.5596.0250.0531.2203.7456.913,713.36,934.8
Ku-Maloob-Zaap258.499.8294.9119.4306.3121.13,260.61,577.0
MarinaSuroeste183.1374.4188.9405.7198.7427.76,040.67,533.2
Abkatún-Pol-Chuc112.8208.3111.5211.8108.1216.95,437.46,149.8
Holok-Temoa0.00.00.00.00.00.00.00.0
LitoraldeTabasco70.3166.177.5193.990.6210.8603.31,383.3
Norte31.9931.134.1926.037.4912.45,726.322,285.3
AceiteTerciariodelGolfo10.718.910.828.715.031.1185.6329.0
Burgos0.0506.10.0553.10.0539.633.711,546.4
PozaRica-Altamira20.555.921.648.720.642.85,427.67,466.5
Veracruz0.8350.11.7295.51.8298.979.32,943.3
Sur167.9530.9181.7583.9194.1644.110,031.728,428.5
Bellota-Jujo64.091.762.895.258.5111.73,042.24,646.4
CincoPresidentes17.324.720.625.226.238.31,784.12,178.1
Macuspana5.895.39.9114.012.0111.950.75,877.1
Muspac13.2109.615.3101.718.199.81,719.69,469.3
Samaria-Luna67.6209.573.0247.779.4282.53,435.26,257.6

113
PemexExploraciónyProducción,RegiónMarinaNoreste
equivalente
planta*
Totales(3P)73,483.227,462.512,081.311,170.3126.3259.7525.04,757.12,730.6
Cantarell37,530.817,866.55,342.14,836.550.8148.9305.82,616.81,590.7
Ku-Maloob-Zaap35,952.49,596.16,739.36,333.875.6110.7219.22,140.31,139.9
Probadas60,014.724,847.96,283.45,682.285.3172.2343.63,083.21,787.2
Cantarell37,317.017,662.62,541.12,223.233.194.7190.11,645.1988.7
Ku-Maloob-Zaap22,697.77,185.23,742.33,459.052.277.6153.51,438.1798.5
Probables5,556.21,036.23,084.62,927.622.145.289.7825.1466.4
Cantarell120.343.61,302.11,220.58.624.448.5421.5252.5
Ku-Maloob-Zaap5,435.9992.71,782.61,707.113.520.841.1403.6214.0
2P65,570.925,884.19,368.08,609.8107.4217.4433.33,908.32,253.7
Cantarell37,437.317,706.23,843.13,443.841.7119.1238.62,066.61,241.2
Ku-Maloob-Zaap28,133.68,177.95,524.95,166.165.898.4194.71,841.71,012.5
Posibles7,912.31,578.42,713.32,560.518.942.391.7848.8476.9
Cantarell93.5160.31,498.91,392.79.129.967.2550.2349.5
Ku-Maloob-Zaap7,818.81,418.21,214.41,167.79.812.424.5298.7127.4

114
PemexExploraciónyProducción,RegiónMarinaSuroeste
equivalente
planta*
Totales(3P)27,189.241,200.16,383.73,714.543.6750.21,875.513,248.09,754.5
Abkatún-Pol-Chuc16,571.616,026.91,297.2998.219.396.2183.61,577.2954.7
Holok-Temoa0.03,048.8437.00.017.643.9375.52,107.01,953.1
LitoraldeTabasco10,617.622,124.44,649.52,716.36.7610.11,316.49,563.76,846.7
Probadas18,345.223,932.12,076.31,255.822.2251.5546.84,063.62,843.9
Abkatún-Pol-Chuc14,248.414,597.0665.1465.612.264.0123.31,050.7641.2
Holok-Temoa0.0753.3100.60.06.415.379.0452.0410.7
LitoraldeTabasco4,096.88,581.81,310.7790.23.6172.3344.62,560.91,792.0
Probables3,385.86,399.01,700.01,001.113.2186.6499.23,454.62,596.3
Abkatún-Pol-Chuc1,135.71,004.7441.8361.05.626.249.0422.9254.8
Holok-Temoa0.0778.8140.40.07.418.3114.7656.6596.6
LitoraldeTabasco2,250.14,615.41,117.8640.10.1142.1335.52,375.21,744.9
2P21,731.030,331.13,776.32,256.935.4438.11,046.07,518.15,440.2
Abkatún-Pol-Chuc15,384.115,601.71,106.8826.617.990.1172.31,473.5896.0
Holok-Temoa0.01,532.1241.00.013.833.6193.71,108.51,007.4
LitoraldeTabasco6,346.913,197.32,428.41,430.33.7314.4680.04,936.13,536.9
Posibles5,458.210,869.02,607.41,457.68.2312.1829.55,729.94,314.2
Abkatún-Pol-Chuc1,187.5425.2190.4171.71.46.011.3103.758.7
Holok-Temoa0.01,516.7196.00.03.810.3181.8998.5945.7
LitoraldeTabasco4,270.78,927.12,221.11,285.93.0295.7636.44,627.73,309.8

115
PemexExploraciónyProducción,RegiónNorte
equivalente
planta*
Totales(3P)166,663.0146,030.618,883.611,915.925.11,854.95,087.634,632.026,460.5
AceiteTerciariodelGolfo137,289.463,045.817,098.211,379.10.01,754.43,964.728,294.420,620.1
Burgos155.121,764.5853.77.124.566.3755.84,125.73,931.0
PozaRica-Altamira28,494.755,336.9681.0514.70.032.6133.7980.8695.5
Veracruz723.75,883.4250.715.10.61.6233.41,231.21,213.9
Probadas48,663.275,601.11,435.8658.411.189.8676.43,941.03,518.1
AceiteTerciariodelGolfo20,210.19,176.3592.2441.70.045.9104.5731.9543.7
Burgos153.017,570.2403.85.410.928.3359.31,966.61,868.7
Veracruz723.75,775.8171.26.90.30.7163.4859.4849.7
Probables66,549.636,131.69,060.26,020.25.9872.82,161.314,972.111,240.9
AceiteTerciariodelGolfo66,385.333,325.78,571.95,813.90.0843.81,914.213,546.09,955.5
Burgos1.12,087.4201.31.35.916.9177.2965.0921.7
PozaRica-Altamira163.1718.4252.5201.80.011.938.8296.8201.6
Veracruz0.00.034.63.20.10.131.2164.3162.1
2P115,212.8111,732.710,496.06,678.617.1962.62,837.818,913.114,759.0
Burgos154.119,657.6605.26.716.845.2536.52,931.72,790.5
Veracruz723.75,775.8205.710.00.30.8194.51,023.61,011.8
Posibles51,450.234,297.98,387.65,237.48.0892.32,249.915,718.911,701.5
Burgos1.02,106.9248.50.47.721.1219.31,194.01,140.5
PozaRica-Altamira755.111,539.6160.0108.50.05.745.7300.9237.9
Veracruz0.0107.645.05.00.30.838.9207.6202.2

116
PemexExploraciónyProducción,RegiónSur
equivalente
planta*
Totales(3P)39,108.473,737.45,724.93,759.199.1708.51,158.38,637.86,024.1
Bellota-Jujo12,963.717,857.81,849.41,318.847.2190.2293.22,336.61,525.0
CincoPresidentes7,107.76,628.0418.0338.70.031.148.2475.0250.9
Macuspana405.19,150.6318.776.80.471.6169.81,113.0883.3
Muspac5,847.820,452.4525.9240.98.1105.5171.41,247.0891.6
Samaria-Luna12,784.119,648.62,613.01,783.943.4310.0475.63,466.22,473.4
Probadas34,962.368,031.64,000.52,564.679.5521.1835.46,228.64,344.9
Bellota-Jujo11,208.315,962.91,315.7909.238.4145.3222.81,788.91,158.6
Macuspana265.98,148.8163.042.80.333.186.8558.5451.2
Muspac5,433.119,208.1302.8124.55.268.4104.7771.5544.7
Samaria-Luna11,214.518,383.61,955.71,282.735.5251.6385.92,815.82,007.2
Probables2,786.63,962.51,168.2787.616.7134.3229.61,653.61,194.0
Bellota-Jujo1,631.01,747.8445.4340.67.238.559.1447.6307.1
CincoPresidentes168.6176.256.947.00.03.96.050.331.3
Macuspana107.1695.898.619.30.123.555.6364.3289.4
Muspac261.7927.5111.552.51.621.136.3263.2188.6
Samaria-Luna618.2415.2455.8328.07.847.372.6528.3377.6
2P37,748.971,994.15,168.83,352.196.2655.41,065.07,882.25,538.9
Bellota-Jujo12,839.217,710.71,761.11,249.845.7183.9281.82,236.51,465.7
Macuspana372.98,844.7261.662.20.456.6142.4922.8740.6
Muspac5,694.720,135.6414.2177.06.889.4141.01,034.7733.3
Samaria-Luna11,832.818,798.82,411.51,610.843.3298.9458.53,344.12,384.8
Posibles1,359.51,743.2556.2406.92.953.193.3755.6485.2
Bellota-Jujo124.4147.188.269.01.56.411.4100.159.2
CincoPresidentes98.5123.697.786.30.04.57.0130.936.3
Macuspana32.2306.057.114.70.015.027.4190.2142.7
Muspac153.1316.8111.763.91.316.130.4212.3158.3
Samaria-Luna951.3849.7201.4173.20.111.117.0122.188.6

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