El potencial petrolero del occidente del golfo de México: Una propuesta de estrategia exploratoria

5'
ACADEMIA DE INGENIERIA
Fo11
MÉXICO
El Potencial Petrolero del Occidente del
Golfo de México:
Una propuesta de Estrategia Exploratoria
M.C. Juan Antonio Cuevas Leree
Trabajo de Ingreso
Marzo 27, 2003
01

EL POTENCIAL PETROLERO DEL OCCIDENTE DEL GOLFO DE MÉXICO:
UNA PROPUESTA DE ESTRATEGIA EXPLORATORIA
M.C. Juan Antonio Cuevas Leree
Pemex Exploración y Producción
Administrador de Activo de Exploración
Reynosa, Tamps
INTRODUCCIÓN
La razón de ser de la exploración, es el descubrimiento de nuevas reservas de
aceite y gas para aumentar o reemplazar los volúmenes producidos. La
exploración petrolera es la parte inicial del ciclo de vida productivo, es la parte que
garantiza el largo plazo, es la parte que le asegura el futuro a una empresa
petrolera.
Los proyectos exploratorios no son como cualquier otro proyecto de inversión. La
materia prima de la exploración es la información, el conocimiento y la creatividad.
El producto son los conceptos y las predicciones sobre la ubicación de la riqueza
del subsuelo. Por lo tanto, se puede decir que la exploración petrolera es como
una magia mediante la cual se pretende adivinar el futuro, es la que pretende
saber el tamaño y la ubicación de los yacimientos de aceite y gas; pero por la que
se paga un precio muy alto si no se entiende bien el negocio. Por un lado, el
negocio consiste en tener un amplio conocimiento geológico de las áreas, acotar
los elementos del riesgo exploratorio y entender el grado de incertidumbre.
Aunque, por otro, existen cuatro reglas para mejorar el proceso y lograr el éxito en
la exploración: Aplicar la tecnología que permita exprimir al máximo la señal
sísmica; integrar la información con los especialistas, trabajando en equipo; dar
rienda suelta a la creatividad en la búsqueda de nuevas ideas que permitan
originar nuevos conceptos de plays, perdiendo el miedo al intentarlo y, por ultimo;
invertir con el fin de obtener más y mejor información, sobre todo para perforar, ya
que es la única manera de concretar la exploración.
El Potencial Petrolero del Occidente del Golfo de México: Una propuesta de
Estrategia Exploratoria es un intento de visualizar el futuro, de predecir las
riquezas ocultas debajo del mar, pero siguiendo un enfoque metodológico que
permita traducir el futuro incierto en escenarios concretos, para lo cual se
aplicaron los cinco elementos principales que caracterizan a los proyectos
exploratorios: El análisis de plays, el cálculo de los recursos con el grado
adecuado de incertidumbre, la estimación de la probabilidad de éxito, la
evaluación económica y la jerarquización.
Se ha seleccionado, para este estudio, la porción occidental del Golfo de México
porque representa, actualmente, la parte menos explorada pero con mayor

potencial petrolero en México. Es el área que garantizará el futuro energético de
México.
UBICACIÓN DEL AREA DE ESTUDIO
El área de estudio se ubica en la porción occidental del Golfo de México. El límite
occidental se encuentra frente a las costas del estado de Tamaulipas y centro y
norte del estado de Veracruz. El límite oriental del área está en la parte central de
la zona abisal; y el límite norte es la frontera con los EUA. En total, cubre una
superficie marina de 280,000 km2 (ver figura 1).
Los puertos principales que se ubican en esta porción del Golfo de México son:
Altamira, Tampico, Tuxpan y Veracruz.
La batimetría del Golfo de México es un reflejo de los elementos fisiográficos, los
cuales son el resultado de los eventos tectónicos sedimentarios, ya que la cuenca
del Golfo de México ha capturado, desde su origen, una gran cantidad de
sedimentos provenientes de las áreas elevadas de los alrededores del Golfo.
Estos elementos son: La Plataforma Continental (1) es una franja de inclinación
suave cuyo limite se fija por medio de un cambio brusco en la pendiente o a los
200 m de tirante de agua. En la porción norte, la plataforma continental tiene una
amplitud de aproximadamente 70 a 80 km de ancho, que se va adelgazando hacia
el sur hasta tener aproximadamente 10 km de ancho a la altura de Los Tuxtlas. El
Talud Continental (2) presenta tres subprovincias: la zona de sal somera y el
Cinturón Plegado Perdido en la porción norte, y las Cordilleras Mexicanas en la
porción centro oriental. La Lengüeta de Veracruz (3) separa las Cordilleras
Mexicanas de la zona salina de Campeche. Y, por ultimo, la Planicie Abisal de
Sigsbee (4) es una gran superficie plana en la parte más profunda del Golfo.
PROBLEMÁTICA ACTUAL DEL ACEITE Y GAS EN MÉXICO
El sector energético juega un papel primordial en la economía nacional. Sin
energía, el país se paraliza. Casi el 90 % de la producción de energía en México
está basada en los hidrocarburos.
La demanda de gas natural en México está creciendo debido a que es
fundamental para la expansión de la capacidad de generación de energía
eléctrica, por ser un combustible más limpio y por su creciente aceptación en el
sector residencial, al ser más seguro.
Según la Secretaría de Energía, entre el año 2000 y el 2010, la proporción de gas
natural destinado a la generación de electricidad crecerá de 23 % a 42%. En el
año 2002, entraron en operación en nuestro país 8 plantas de generación eléctrica
de ciclo combinado, y en 2003 entrarán en operación otras 9 plantas, lo que
incrementará la demanda de gas natural en 960 MMMpc por día (ver figura 2).
En el caso del aceite ligero, la producción ha tenido una tendencia a la baja desde
1999 (ver figura 3). Su importancia estriba en que es una excelente materia prima
para las plantas petroquímicas y al combinarlo con el aceite pesado se obtiene
2

una mezcla bastante provechosa para lograr buenos precios en el crudo de
exportación.
Estos factores son el detonante de la necesidad imperativa de incrementar, a corto
plazo, las actividades de exploración de gas natural y aceite ligero para garantizar
el futuro energético de México.
ANTECEDENTES DE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
La provincia petrolera de la Cuenca del Golfo de México es una de las más
prolíficas del mundo y se le puede ubicar en el mismo rango que a las provincias
petroleras del Medio Oriente y de Siberia Occidental ya que, tan solo en la porción
marina de EUA y México, se han descubierto reservas de alrededor de 75
MMMBPCE1 .
La exploración en la región occidental del Golfo de México se inició a finales de los
años 50, con los primeros estudios sismológicos que culminaron con la perforación
del pozo Isla de Lobos-1 B y el descubrimiento de la Faja de Oro Marina en 1962.
En lo que respecta a la adquisición de información sismológica, se pueden definir
3 épocas. La primera, abarca del año 1960 a 1975, en la que se adquirieron hasta
15,000 km de líneas sísmicas en 2 dimensiones. Una segunda época, de 1975 a
1992, en la que la adquisición sísmica fue muy limitada. Y la tercera época, en
años recientes, principalmente apartir de 1996, donde se ha llevado a cabo una
extensa campaña de adquisición de información sísmica en 2D y 3D.
En la actualidad (dic. 2002), se cuenta con 49,907 km de líneas sísmicas en 2D y
14,196 km2 de sísmica de 3D. Además, en estas campañas se adquirió, en la
misma proporción, información gravimétrica y magnetométrica.
Con respecto a la perforación exploratoria y a los descubrimientos, los
antecedentes son los siguientes:
En 1973 en el área de Matamoros se perforó el pozo Neptuno-1, en un tirante de
agua de 35 m, hasta una profundidad de 4009 m en sedimentos
predominantemente arcillosos del Mioceno Medio.
En el área conocida como Sardina y Lamprea, localizada frente al Puerto de
Tampico, se han perforado 20 pozos exploratorios de los cuales 4 resultaron
productores. De estos descubrimientos, solamente el Campo Arenque,
descubierto en 1968, se ha desarrollado. El principal yacimiento está en las facies
de grainstone oolítico del Jurásico Superior San Andrés y las calcarenitas de la
Formación Tamaulipas Inferior, del Cretácico Inferior (Kti). Este campo tiene una
reserva remanente (3P) al 10 de enero de 2002 de 118.7 MMB de aceite y 210.8
MMMpc de gas; la producción acumulada es de 112.1 MMB de aceite y 266.6
MMMPC de gas y actualmente produce 7.4 MBD de aceite y 28.6 MMPCD de gas
con 20 pozos activos, de 38 pozos perforados. Actualmente, está en perforación el
pozo Lobina-1 para evaluar la extensión de estos yacimientos hacia la porción sur.
1
Fuente: U.S. Energy Informatión Administration, Petróleos Mexicanos.
3

El pozo Jurel-1, perforado en 1972, tuvo una producción inicial de 1,050 BD en las
calcarenitas del Kti, y aunque no se ha desarrollado, se le calculó una reserva
remanente de 21.3 MMBPCE. El Pozo Nayade-1, perforado en 1975, tuvo una
producción inicial de 754 BD de aceite ligero en las areniscas calcáreas
dolomitizadas de la Formación Zuloaga, del Jurásico Superior Oxfordiano y una
producción de 94 BD de aceite en el Kti. Para evaluar el potencial gasífero del
Terciario se está perforando actualmente (enero, 2003) el pozo Mercurio-1 frente a
las costas de La Pesca, cerca de Soto La Marina, Tamps.
En el área que esta frente a Tuxpan, se localiza la Faja de Oro Marina, la cual
representa el borde occidental de la plataforma carbonatada Mesozoica de
Tuxpan. En este sector se han perforado 41 pozos exploratorios de los cuales 16
resultaron productores y se han desarrollado 12 campos. El yacimiento productor
está en las facies arrecifales de la Formación El Abra, del Cretácico Medio. La
producción acumulada que se reporta es de 200 MMBPCE, y en la actualidad, los
campos Bagre, Atún y Marsopa se encuentran en operación con una producción
de 2.1 MBD de aceite. Recientemente, se incorporó una reserva total de 61.2 y
24.7 MMBPCE en los campos Carpa y Tintorera respectivamente, mediante los
estudios de caracterización inicial y tomando como base información sísmica en
3D. Actualmente, se esta perforando el pozo Carpa-101 para comprobar las
reservas y reactivar el desarrollo de este campo.
En el área frente al Puerto de Veracruz se perforaron los pozos Anegada 1, 2 y 3,
entre los años de 1967 y 1968 a una profundidad de 3000 m, resultando
improductivos, aunque presentaron manifestaciones de gas durante la perforación
en la columna Terciaria penetrada.
En el año 2001 se retomó la perforación exploratoria con la finalidad de evaluar el
potencial gasífero del Terciario en la plataforma continental, frente a las costas de
Vega de Alatorre, Ver. Lo cual fue un gran éxito, al quedar productor el pozo
Lankahuasa-1, que incorporó un reserva probada (3P) de 713 MMMPC de gas;
pero lo más importante es que descubrió una nueva provincia gasífera en México
al comprobar la existencia del sistema petrolífero en el área.
En el occidente del Golfo de México se han perforado, a la fecha, 66 pozos
exploratorios con los que se han descubierto 17 campos, obteniendo un éxito
exploratorio del 25 % y se ha descubierto una reserva original de 683 MMBPCE.
MARCO GEOLÓGICO REGIONAL
El Golfo de México es parte central de la Gran Cuenca del Golfo de México, con
tirantes de agua de hasta 3,700 m y rellena de sedimentos que varían en edad
desde el Triasico tardío hasta el presente. Tiene una profundidad de entre 12 y 15
km por debajo del nivel del mar. Por medio de geofísica, se ha interpretado que en
las partes profundas se encuentra presente corteza de tipo oceánica, bordeada
por corteza de tipo transicional. La teoría más aceptada sobre la formación del
Golfo de México indica, que es el resultado della separación de la placa tectónica
de Norteamérica por la deriva y de la placas tectónicas de Africa y Sudamérica, a
4

partir del supercontinente Pangaea 2. Se ha propuesto que el máximo periodo de
subsidencia ocurrió a finales del Jurásico, cuando el bloque de Yucatán se separó
hacia el sur apartándose de la placa de Norteamérica y originando la formación de
la corteza oceánica y del Golfo de México. A partir de entonces, y principalmente
durante el Terciario, la cuenca ha estado sujeta a un período de subsidencia
termal y carga sedimentaria por el relleno de cuñas terrígenas clásticas
progradantes. Las secuencias estratigráficas presentes, son el resultado de los
efectos de los diferentes sistemas sedimentarios que aportan material terrigeno,
cambios eustaticos en el nivel del mar, subsidencia e intrusiones arcillosas y
salinas. La porción más occidental está dominada por la sobre-posición de la
tectónica de la margen pacífica con deformación compresiva, que ocurrió durante
la orogenia laramidica afectando, de algún modo, la sedimentación del Golfo de
México.
PRINCIPALES PROVINCIAS GEOLÓGICAS
Tres de las principales cuencas productoras de aceite y gas de la planicie costera
se extienden dentro del área occidental del Golfo de México: Burgos, en el norte;
Tampico-Misantla, en el centro; y Veracruz, en el sur. En la porción marina actual
de la cuenca Tampico-Misantla se distinguen dos provincias compuestas
principalmente por rocas mesozoicas: Tampico Marino y Faja de Oro Marina (ver
figura 4). El resto del área está caracterizado por una potente secuencia terrígena
terciaria y las provincias geológicas se definen principalmente por sus
características estructurales: Delta del Bravo, Franja de Sal Alóctona, Cinturón
Plegado Perdido, Franja Distensiva, Cordilleras Mexicanas y Veracruz Marino (ver
figura 5).
El análisis de plays proporciona una estructura basada en el conocimiento
geológico, que sirve de guía operativa para definir las estrategias exploratorias.
Los plays son grupos de campos y prospectos, geológicamente similares que
tienen, en principio, las mismas condiciones en cuanto a roca generadora, roca
almacenadora y trampa, que controlan la presencia de aceite y gas. En áreas con
suficiente información es posible definir con mayor claridad los plays y establecer
sus límites. Cuando existen condiciones geológicas diferentes o se esperan
cambios, entonces, se define un nuevo play. Los principales controles de los plays
son la distribución de las facies almacenadoras y en algunos casos los sellos
regionales, por lo que los plays son bautizados, generalmente, por el nombre
formacional de la roca almacenadora. Sin embargo, cuando la información es
escasa, como en el caso de las áreas que se encuentran en las primeras fases de
la exploración, el concepto del play es impreciso y más intuitivo, por lo que los
plays se definen de una forma muy amplia, usando edades estratigráficas dentro
de una gran área o provincia, como es el caso de algunas porciones del occidente
del Golfo de México, especialmente en aguas profundas.
2Salvador, A., 1991, Origin and development of the Gulf of Mexico basin, in A. Salvador, ed., The Gulf of Mexico basin:
Geological society of America, The Geology of North America, y. j, p. 389-444

A continuación, se describirán brevemente las características geológicas de los
principales plays dentro del área occidental del Golfo de México pero, en el caso
del Terciario, el análisis se realizará a nivel de provincia geológica ,.
Tampico Marino
El Play Oxfordiano del Jurásico Superior fue probado en el pozo Nayade-1. El
yacimiento esta constituido por areniscas calcáreas dolomitizadas y dolomías de
grano medio a grueso con porosidades que varían de 8% a 23%. Estos
sedimentos fueron depositados en áreas restringidas de plataformas marinas
someras bordeando a altos del basamento. El entrampamiento es
predominantemente estructural aunque, debido a los cambios de facies de la
formación, el componente estratigráfico también es importante. El sello está
constituido por las calizas arcillosas de la Formación Pimienta. Se ha interpretado
que este play, que también es productor en el Campo Tamaulipas Constituciones,
tiene una continuidad hacia el nortepor varias decenas de kilómetros dentro de la
plataforma continental, a lo largo de un posible borde de plataforma mesozoica en
la se han detectado una serie de oportunidades exploratorias con este objetivo.
El Play San Andrés del Jurásico Superior Kimmeridgiano es productor en el campo
Arenque. El yacimiento principal está en las calizas de facies de grainstone
oolítico, dentro del desarrollo de bancos calcáreos someros depositados en una
rampa carbonatada adyacente a un alto del basamento. En algunas porciones, la
exposición subaérea ha ocasionado la erosión del intervalo oolítico; además, ha
propiciado karstificación en las facies de carbonatos micríticos de intermarea y
supramarea. La porosidad promedio es de 18%. Por las características
sedimentológicas de la roca almacenadora, la trampa es de tipo mixto, es decir,
estructural-estratigráfico y el sello lo constituyen los sedimentos arcillo
carbonatados de la Formación Pimienta.
El PIay Tamaulipas Inferior del Cretácico Inferior (Kti) fue probado primero, con el
pozo Arenque-1 y, posteriormente, con los pozos Jurel-1 (producción inicial 1,050
BD) y Nayade-1. El Kti se encuentra constituido por dos cuerpos. Hacia la base, se
presenta una secuencia de wackestone a packstone frecuentemente dolomitizado
y fracturado. Hacia la cima, se presenta un cuerpo de calcarenitas con porosidad
primaria de 10% que generalmente se encuentra fracturado. La trampa es de tipo
estructural y el sello lo constituyen los sedimentos terrígenos del Terciario que se
encuentran en contacto con el Kti debido a una gran discordancia. Este play es
productor en el Campo Tamaulipas Constituciones.
La roca generadora, en esta provincia, son las lutitas calcareas de la Formación
Pimienta del Jurásico Superior, la cual presenta valores de COT de 2.5% y SPI de
Cuevas Leree J.A., 2000, La Exploración Petrolera del Golfo de México de la Región Norte: Presente y Futuro, AIPM,
XXXVIII Congreso Nacional, Ver.
Cuevas Leree J.A., 2000, The Petroleum Plays of the Sothwestern Gulf of Mexico, GCAGS Trasanctions, p.9

15 ton/m2. Estudios de biomarcadores indican que existe buena correlación de los
bitumenes de la Pimienta con los aceites de la Fm. San Andrés (Js) 5.
Faja de Oro Marina
El Play El Abra está constituido por las facies arrecifales de la plataforma
carbonatada de Tuxpan de edad Cretácico Medio. La porosidad es el resultado de
la disolución y el fracturamiento al que estuvo sujeta la plataforma durante su
formación. La trampa es de tipo estratigráfica y está representada por el
paleorelieve del crecimiento arrecifal. El sello está constituido por los terrígenos
del Terciario que descansan discordantemente sobre los carbonatos del Cretácico.
El PIay Tamabra marino es un play hipotético, asociado a la plataforma de
Tuxpan. Está representado por las facies de pie de talud de la plataforma, y
constituido por bloques deslizados y flujos de escombros semejantes a las facies
Tamabra productoras del Campo Poza Rica. En la parte oriental de la plataforma,
estas facies ya fueron penetradas por el pozo Triton-1, encontrando buena
porosidad y manifestaciones de aceite a 5,290 m. En base a la información
sísmica se han interpretado una serie de prospectos con este objetivo.
Otro play hipotético asociado a la plataforma de Tuxpan es El Abra lagunar, que
comprende los acuñamientos echado arriba, con dirección al oeste, de grainstone
de facies de alta energía y parches arrecifales que forman la trampa por el cierre
contra el núcleo evaporítico de la zona central de la plataforma de Tuxpan.
En base a los estudios de biomarcadores se interpreta que los aceites de los
campos son de una mezcla proveniente, principalmente, de las rocas arcillo-
calcáreas del Jurásico Superior, equivalente a la Fm. Pimienta con contribución de
rocas terrigenas terciarias, probablemente del Eoceno, en base al componente
Oleanano encontrado en los aceites.
Delta del Bravo
Esta provincia es la continuación de la Cuenca de Burgos dentro de la plataforma
continental hasta llegar a tirantes de agua de 500 m aproximadamente. Las rocas
que lo forman son lutitas y areniscas de edad Mioceno y Plio-Pleistoceno. Se
presentan dos principales subprovincias: la zona extensional y la zona de
minicuencas. La zona extensional está caracterizada por fallamiento lístrico
extensional, que origina grandes estructuras anticlinales en rollover. La
característica estructural principal en la zona de minicuencas es la presencia de
pequeños depocentros o mini-cuencas, que fueron formados por el desalojo de sal
Jurásica en el Terciario y en algunos casos por diapirismo arcilloso, que ocasionó
depresiones que funcionaron como receptáculo de sedimentos terrígenos
acarreados por el ancestral Río Bravo mediante sistemas de abanicos submarinos
turbidíticos. Las trampas en este caso son estratigráficas, con componente
Román-Ramos, J.R., V.L. Bernal, G.H. Ramos, y J.A. Cuevas Leree, 1998, Characterization of the Generative
Subsystems of Productive Northern Mexico Basins: AAPG Inter. Conference & Exhibition, Rio de Janeiro, Brasil
7

estructural de acuñamientos contra los domos y estructural en los bloques
("barquillos") formados por charnelas colapsadas debido a fallas extensionales, en
la parte superior de los domos, y bloques con cierre contra falla. Mediante el
análisis geoquímico de muestras de fondo marino, se ha detectado la presencia de
emanaciones de gas termogenético, que ha migrado hasta la superficie mediante
sistemas de fallas. Es posible que el origen del gas sea del Jurásico Superior,
similar al de los yacimientos de la parte Estadounidense del Golfo de México.
Franja de Sal Alóctona
Al oriente de la Provincia del Delta del Bravo se presenta una franja con tirantes
de agua de 500 a 2,500 m, caracterizada por la presencia de mantos tabulares y
lengüetas de sal en forma de "canopies" y diapiros que fueron evacuados y han
migrado en dirección al oriente y hacia estratos superiores, dejando por debajo
sedimentos terrígenos. Se considera que las rocas potencialmente almacenadoras
sean areniscas depositadas en ambientes profundos mediante corrientes de
turbidez. Las trampas se ubican en estructuras remanentes por debajo de la sal
alóctona. Se ha detectado la presencia de emanaciones de aceite en la superficie
y se postula que el área sea productora, principalmente, de gas y condensado,
además de aceite ligero.
Cinturón Plegado Perdido
Esta provincia se encuentra situada en la porción norte del Golfo, adyacente a la
Franja de Sal Alóctona, con tirantes de agua que varían entre 2,000 m y 3,500 m.
Su característica principal es que está formada por grandes estructuras
anticlinales alargadas y apretadas, aparentemente nucleadas con sal, que
involucra incluso a rocas del Mesozoico. En fechas recientes, consorcios de
compañías petroleras han perforado un par de pozos con éxito en la porción
estadounidense del Cinturón Plegado Perdido. Los objetivos almacenadores son
calizas fracturadas de facies de cuenca del Cretácico y areniscas depositadas en
ambientes profundos mediante corrientes de turbidez, durante el Paleoceno y
Eoceno, equivalentes al Wilcox de la Cuenca de Burgos. La información de los
pozos perforados comprueban la existencia de yacimientos en el Terciario. El
modelado térmico indica que las rocas generadoras posiblemente del Jurásico
Superior, se encuentran dentro de la ventana del aceite y, considerando que en el
muestreo de fondo marino se han detectado emanaciones de aceite, se espera
que el tipo de hidrocarburos sea aceite. Los mayores riesgos geológicos son la
presencia de rocas almacenadoras y el sello adecuado.
Franja Distensiva
El dominio distensivo se presenta a lo largo de la plataforma continental y
parcialmente, en el talud continental hasta un tirante de agua de aproximadamente
500 m. La franja distensiva está definida por grandes espesores de sedimentos
terrígenos que forman grandes estructuras anticlinales de rolI over, con fallamiento

de tipo normal lístrico. En este dominio sobresalen dos subprovincias que están
asociadas principalmente a sistemas depositacionales que se formaron a lo largo
de la costa del Golfo, como resultado de la entrada de sedimentos provenientes de
la erosión de la mayor parte de la sección mesozoica, durante el levantamiento y
plegamiento de la Orogenia Laramide. Las dos subprovincias son: Lamprea,
asociada a los ancestrales ríos Panuco y Soto La Marina y; Lankahuasa, asociada
a los ancestrales ríos Tuxpan, Tecolutia y Nautla. La roca almacenadora en estas
áreas son principalmente areniscas de ambientes neríticos que forman barras
semiparalelas a la línea de costa, asociadas a sistemas deltaicos progradantes y,
en las partes más alejadas de la línea de costa por sistemas turbidíticos que
fueron depositados en ambientes de aguas profundas mediante sistemas de
canales y abanicos submarinos. Los modelos de madurez térmica y las
manifestaciones de hidrocarburos superficiales, detectadas por medio del
muestreo de fondo marino y comprobadas con la perforación del pozo
Lankahuasa-1, indican que el hidrocarburo esperado sería gas seco, proveniente
probablemente, de rocas generadoras del Jurasico Superior con aportes parciales
de rocas generadoras del Terciario.
Cordilleras Mexicanas
Se presenta en el talud continental y en parte de la zona abisal, con tirantes de
agua que varían entre 500 m y 3,000 m. Es un amplio cinturón plegado que se
extiende en una superficie de 75,000 Km2 formado por grandes estructuras
anticlinales alargadas de entre 50 a 150 Km de longitud por 20 a 50 Km de
amplitud. Estos pliegues compresivos fueron el resultado del desplazamiento de la
carpeta sedimentaria superior sobre una superficie de despegue dentro del
Terciario para acomodar, en espacio, a la deformación extensiva llevada a cabo
en la plataforma continental. Algunos pliegues tienen expresión batimétrica
formando verdaderas cordilleras que sobresalen del fondo marino. Es posible
interpretar que las rocas almacenadoras son, areniscas depositadas en aguas
profundas mediante sistemas turbidíticos. Además, el modelado de madurez
térmico indica que el hidrocarburo presente pueda ser aceite ligero proveniente de
rocas generadoras del terciario, probablemente Eoceno, ya que, en los modelos
de madurez, estas rocas se encuentran en la ventana del aceite.
Veracruz Marino
Esta provincia es la extensión hacia el mar de la Cuenca Terciaria de Veracruz, la
cual se caracteriza por ser un depocentro de sedimentación terrígena compuesto
por conglomerados, areniscas y lutitas depositadas en el frente de la Sierra Madre
Oriental durante su levantamiento. Estos sedimentos sufrieron un proceso de
deformación compresiva durante el Mioceno que originó varios trenes de
anticlinales angostos y alargados con fallamiento inverso profundo que dieron
origen a las trampas actuales. Este tipo de deformación , aunque menos intensa,
continúa hacia la porción marina. Las rocas almacenadoras fueron depositadas en
ambientes de aguas profundas mediante sistemas turbidíticos de canales y

abanicos submarinos. Se espera que los yacimientos sean de gas seco similar a la
producción existente en la porción terrestre.
CARACTERÍSTICAS DE LOS PROYECTOS EXPLORATORIOS
La característica principal de los proyectos de inversión exploratorios es que el
valor del proyecto se basa en una cartera de oportunidades de inversión. Las
oportunidades de inversión en exploración de definen como un rasgo geológico
atractivo que se visualiza, principalmente, con sísmica. A las oportunidades
exploratorias se les puede clasificar en varias categorías según sea el avance en
el grado de conocimiento. Primeramente, son oportunidades detectadas
simptemente. Una vez que se integra, analiza e interpreta la información geológica
y geofísica, se convierte en prospecto. Cuando el prospecto forma parte de un
programa de perforación, se le denomina localización exploratoria. En el proceso
de interpretación que va desde la detección de la oportunidad hasta la perforación
de la localización, la oportunidad pasa de ser un concepto vago y general hasta
transformarse en un concepto claro y concreto. La diferencia estriba en el grado
de incertidumbre del recurso prospectivo que ofrece la oportunidad y en la
percepción del riesgo de los elementos geológicos.
El manejo apropiado de una empresa de exploración y producción requiere que se
tenga una cartera sólida y balanceada de opciones de inversión, para asegurar la
rentabilidad del negocio. Una cartera sólida significa que exista consistencia en el
cálculo del valor de las oportunidades. Esta puede contener oportunidades con
baja probabilidad de éxito, pero lo importante es que exista conciencia de ello y
que todas las oportunidades estén valuadas bajo los mismos criterios. Mientras
que, una cartera balanceada significa que existan oportunidades de todo tipo, tal
vez de bajo volumen pero de alta probabilidad de éxito; como también,
oportunidades de muy alto volumen aunque con baja probabilidad de
descubrimiento. En estas condiciones, una empresa tiene mayor flexibilidad para
asignar el capital según lo establezcan sus estrategias, es decir, si quiere
incrementar producción a corto plazo, asignará recursos a oportunidades de
menor riesgo; y si requiere incrementar reservas, concederá mayores recursos a
oportunidades de mayor volumen.
Las oportunidades exploratorias tienen dos principales atributos: el riesgo
geológico o, mejor dicho en términos positivos, la probabilidad de éxito geológico,
y la incertidumbre en el volumen de recursos prospectivos esperados.
La probabilidad de éxito geológico no es un factor económico, es la estimación
de la probabilidad de que la Madre Naturaleza haya ocasionado que este presente
en el subsuelo un yacimiento con flujo estabilizado de aceite o gas. Para que
exista una acumulación de hidrocarburos deben estar presentes una roca con
contenido de materia orgánica y las condiciones apropiadas de madurez térmica
para que se generen los hidrocarburos; una roca porosa y permeable; y una
trampa con cierre y sello capaz de contener los hidrocarburos. Además de que los
procesos de generación, migración, entrampamiento y preservación de los mismos
se den de manera sincrónica. Si alguno de estos requerimientos no está presente,
10

entonces, no existirá una acumulación de hidrocarburos, por lo que cada elemento
individual se trata como una variable independiente. La clave consiste en asignarle
una probabilidad de que estos elementos estén presentes y para lograrlo se le da
a cada elemento un valor que varía de O a 1; en donde O significa la total certeza
de que no existe la condición geológica y, por el contrario, 1 da la completa
certeza de que sí está presente el elemento geológico; cuando existe un
desconocimiento de la condición se le asigna un valor de 0.5. La multiplicación
seriada de estos factores da como resultado la probabilidad del éxito geológico.
Algunas otras ventajas del análisis probabilístico de los elementos geológicos son
que al separar los componentes de la probabilidad en elementos individuales, se
pueden analizar con mayor cuidado y objetividad, dando origen a un mejor
entendimiento geológico del prospecto. Además, la identificación del elemento o
elementos de mayor riesgo geológico ayuda al equipo de interpretación a
enfocarse en los aspectos críticos y tomar decisiones, tales como adquirir
información adicional antes de perforar un pozo exploratorio. Sin embargo, hay
que ser cautelosos con la toma de información adicional ya que, en ocasiones,
puede ser que no disminuya el riesgo geológico, pero si aumente el costo de la
oportunidad y el tiempo en realizarla.
Un aspecto adicional muy importante, que se toma en cuenta para el éxito del
proyecto, es la probabilidad de éxito comercial, ya que para el proyecto de
inversión es importante que la oportunidad exploratoria sea rentable. No es lo
mismo encontrar un millón de barriles en tierra que en el mar, o en profundidades
de 2,000 m que en 7,000 m. Estos aspectos de costos y rentabilidad dependen de
la reserva y de la tasa de producción.
Otro atributo de las oportunidades de exploración es la incertidumbre en la
volumetría. El rango de incertidumbre varía según la cantidad de información
disponible, el estado del conocimiento y el grado de complejidad geológica.
Significa que, en realidad, no sabemos con exactitud el tamaño del recurso del
prospecto antes de perforarlo. Para salvar este problema se utilizan métodos
probabilísticos y medidas estadísticas.
La distribución lognormal es la herramienta probabilística que mejor captura el
rango de posibilidades en cuanto al tamaño potencial de los campos. En pocas
palabras, significa que existen muchos valores pequeños y muy pocos grandes.
Así es su comportamiento cuando se involucra la naturaleza, las finanzas y,
principalmente, el tamaño de campos de aceite y gas.
La evaluación volumétrica permite predecir la cantidad de hidrocarburos que
pudieran estar alojados en una oportunidad. Para ello, se necesita ser consistente
en la evaluación, capturar todo el rango de posibilidades en los parámetros
volumétricos e incluir un estricto análisis post-pe rfo ración que permita corregir las
consideraciones de las estimaciones posteriores.
La búsqueda de hidrocarburos no es un negocio para pobres y, en ocasiones, se
le ha considerado como el mayor juego de azar en el mundo 6. Esto se debe al
6 MegilI, R.E., 1992, An Introductionto RiskAnalysis: PennWeII Books, 2° ed. Tulsa, Ok.
11

concepto de que, entre menor sea la probabilidad de éxito, mayor es el número de
intentos que se deben hacer para asegurarlo. Pero hay que tener cuidado con lo
que los jugadores le llaman corridas de mala suerte. Esto significa tener un
programa exploratorio con insuficientes recursos y que en los primeros fracasos se
abandone el área, pudiendo existir la posibilidad de que el siguiente pozo sea el
descubridor. Es por eso que la exploración no se puede manejar con criterio de
pobres y se debe de invertir el capital adecuado que permita evaluar el potencial
petrolero de las áreas. Si existen muchas áreas que cubrir, entonces, se vuelve
muy importante la administración adecuada de la cartera, para jerarquizar,
seleccionar y asignar los recursos a los proyectos más rentables, tomando en
cuenta las necesidades de la industria y la disponibilidad de capital.
Las principales responsabilidades profesionales de los exploradores petroleros
son la detección de oportunidades y la medición objetiva de ellas. Esto consiste en
estimar la probabilidad de éxito, el volumen de hidrocarburos presentes y la
rentabilidad. Estos elementos son los que caracterizan la cartera de los proyectos
exploratorios. Por lo tanto, el desempeño de la cartera es la preocupación más
importante de un administrador de exploración.
El manejo corporativo de la cartera de proyectos requiere de una coordinación
central a partir de un equipo profesional de especialistas, dueños del proceso, que
procuren la estandarización y consistencia de los criterios de evaluación, y que
den seguimiento y evalúen el desempeño para la retroalimentación del proceso.
Explorar no es fácil, ni barato, ni rápido; ni son seguros sus resultados 7
EL VALOR DE LAS PROVINCIAS GEOLÓGICAS
Volumen
La evaluación volumétrica de las provincias se realizó utilizando la metodología
establecida por la Coordinación de Estrategias de Exploración de Pemex-
Exploración y Producción 8. Está basada en los principios expuestos anteriormente,
pero llevada a cabo en forma metodológica y estandarizada mediante una
herramienta llamada CEROE (Cedula de Registro de Oportunidad Exploratoria)
donde se capturan, para cada oportunidad detectada, los parámetros que
controlan el volumen y se obtiene el rango de la distribución de los tamaños
posibles. La probabilidad de descubrimiento se calcula mediante la multiplicación
de la probabilidad de ocurrencia de los 5 elementos del sistema petrolífero
(yacimiento, sello, trampa, roca generadora y sincronía, migración y preservación).
Se considera el tamaño mínimo comercial para obtener la probabilidad de éxito
comercial. Además, la herramienta tiene módulos para realizar verificaciones con
la realidad y con análogos, para asegurar la correcta aplicación de los criterios y
Luzbel Napoleón, 2002, Los Desafíos de Exploración, El Trilobites, Boletín de Geociencias, AMGP Poza Rica.
8 Guzmán A. E. y B. Edwards, 2002, The Process for the Evaluation of Exploration in PEMEX Exploration and Production,
SPE 74428.
12

valores. Asimismo, contiene otros módulos que auxilian en la correcta aplicación
de la evaluación de las oportunidades.
Para que este trabajo fuera lo más realista, actualizado y honesto posible, las
cifras que se utilizaron para este trabajo están basadas en los resultados de los
estudios de interpretación llevados a cabo en los últimos años por los equipos de
trabajo de los Activos de Exploración Tampico y Misantla Golfo de México de la
Región Norte de Pemex Exploración y Producción. El recurso prospectivo de cada
provincia geológica se obtuvo mediante la integración de la cartera de
oportunidades detectada y registradas con CEROE y simulando, mediante
Montecarlo, la perforación de todas las localizaciones, tomando en cuenta la
probabilidad de éxito. El resultado fue la distribución del volumen con riesgo, en
una ventana del 80 % de confianza, que se presenta en la tabla 1.
Para este trabajo se ha llevado a cabo una selección de oportunidades para
agruparlas en las provincias geológicas y plays descritos anteriormente. En el
caso del área de Sal Alóctona no se han detectado oportunidades por falta de
información sísmica, por lo que no fue incluido en las evaluaciones económicas;
sin embargo, se propone un recurso prospectivo con base en analogías del norte
del Golfo de México.
La cifra estimada de 6,372 MMBPCE, que se da como recurso medio con riesgo,
está basada en la evaluación de oportunidades detectadas con la información
disponible al momento. Representa el valor medio de una distribución del volumen
estimado de hidrocarburos que, puede variar entre 2,747 MMBPCE en P 90 y
10,443 MMBPCE en P10, presentes en el subsuelo del occidente del Golfo de
México. Otra forma de leer las cifras es decir que hay un 90% de probabilidades
de que existan cuando menos 2,747 MMBPCE y un 10% de probabilidad de que
existan 10,443 MMBPEC o más, en el área estudiada.
Existe un volumen adicional que aún no ha sido identificado, en parte, por la falta
de cobertura de información sísmica. Aunque, en áreas relativamente poco
conocidas como ésta, el volumen estimado en primera instancia tiende a crecer
rápidamente con el avance de la exploración. La razón principal se debe a que la
probabilidad de descubrimiento tiende a aumentar con el conocimiento y por los
resultados exitosos de los pozos exploratorios; es decir, si en la provincia de
Lamprea incrementáramos la probabilidad de descubrimiento en un 10% por algún
pozo exitoso, el recurso prospectivo medio con riesgo se duplicaría.
De la tabla 1 se puede concluir que las provincias tradicionalmente productoras de
aceite TM y FOM tienen un recurso medio relativamente bajo, pero tienen las más
altas probabilidades de descubrimiento; mientras que, las provincias con potencial
de producción de gas tienen un recurso muy favorable, especialmente Lk, que
debido al éxito del pozo Lankahuasa-1 tiene, mejores probabilidades de
descubrimiento, al comprobarse la existencia del sistema petrolífero en el área. En
VM el recurso es bajo, por lo limitado del área geográfica y porque no se ha
adquirido información sísmica recientemente. La provincia del CPP aunque tiene
relativamente bajos recursos con riesgo, su importancia estriba en que, con solo 6
oportunidades, alcanza un recurso potencial medio sin riesgo de 1,127 MMBPC,
13

por lo que se esperan campos de gran tamaño. La provincia que destaca por su
gran potencial son las CM, la cual contiene una gran cantidad de estructuras de
grandes dimensiones en las que se llega a estimar un recurso medio sin riesgo de
más de 22,300 MMBPCE.
Valor Económico
Para obtener el valor económico de cada provincia, se desarrolló una hoja de
calculo con la que se realizó el ejercicio de ejecutar un programa de exploración
con su posible desarrollo, tomando en cuenta las condiciones geológicas y de
ubicación de cada provincia. En el Anexo 1 se presentan las carátulas, para cada
provincia, de los parámetros usados para el cálculo y de los resultados de la
evaluación económica. También se incluyen los perfiles de producción y de
inversión tanto de exploración como de desarrollo.
En los programas de exploración se consideró perforar, en un periodo de 15 años,
tantos pozos exploratorios como oportunidades registradas se tuvieran en la base
y el ritmo de perforación se definió según la madurez exploratoria de cada
provincia. La sísmica requerida dependió de la extensión del área por cubrir. Los
programas de desarrollo consideraron la extracción de todo el recurso medio con
riesgo y se definieron en base a los tiempos requeridos para las primeras
producciones, según la lejanía de la costa y la profundidad del tirante de agua. Los
parámetros de producción como el porcentaje de declinación y el gasto inicial se
obtuvieron de campos análogos.
En cuanto a costos, se utilizaron los costos utilizados por Pemex-Exploración y
Producción para la elaboración de sus proyectos de inversión, considerando los
siguientes componentes: Inversión de exploración que incluye pozos y sísmica 3D;
inversión del desarrollo que incluye pozos, sistemas de producción, plataformas,
oleoductos, gasoductos y estudios; asimismo, gastos de operación y
mantenimiento y de transporte.
Para mantener sencillo el análisis, se consideró para cada provincia un solo tipo
de hidrocarburo, según fuera su producto principal. En el caso de la provincia
Cordilleras Mexicanas, se separó en dos partes para analizar individualmente la
parte productora de aceite y la productora de gas, ya que de esta forma se
representa mejor el potencial y el valor económico de esta extensa provincia.
Los resultados de los indicadores económicos para cada Provincia, que se
muestran en la Tabla 2, se obtuvieron considerando que no existen restricciones
presupuestales ni de capacidad de ejecución, tampoco se consideró el pago de
impuestos y derechos.
Jerarquización
De los resultados de las evaluaciones económicas y considerando la grafica de la
figura 6, donde se compara el recurso prospectivo medio con riesgo contra la
rentabilidad, expresada en dls/BPCE, se puede establecer una jerarquización de
14

las 9 provincias analizadas. Las provincias de más alta jerarquización aparecen en
el cuadrante superior derecho, por tener las más altas rentabilidades y recursos
prospectivos.
Las provincias con potencial de aceite (TM, FOA, CPP y CM aceite) aparecen con las
más altas rentabilidades, aunque no tienen los más altos volúmenes, siendo la
mejor jerarquizada TM seguida de FOM y de CPP. La provincia del CPP tiene las
cifras de valor monetario esperado (VME) más bajas de las provincias de aceite, a
pesar de ser la segunda con mayor recurso prospectivo, debido a los altos costos
de la inversión requeridos para su desarrollo. De las provincias de aceite destaca
CMacejte por tener el más alto VME, a pesar de sus altos costos de inversión,
debido a que tiene, por mucho, el mayor recurso prospectivo de todas. Dentro de
las provincias productoras de gas destaca Lk por tener el VME más alto y ubicarse
en el cuadrante de mayor jerarquización, seguido por La y DB, quedando
marginalmente positivas las provincias de CM gas, por requerir una inversión muy
alta y VM porque el recurso prospectivo es limitado.
La figura 7 muestra otra gráfica que ayuda a jerarquizar para establecer las
estrategias exploratorias al relacionar el VME con la probabilidad de éxito (Pg).
Las provincias que aparecen en el cuadrante superior derecho son los proyectos
de corto plazo de recuperación de la inversión, que permiten generar los recursos
para continuar con las inversiones de exploración en los proyectos de más largo
plazo. Aquí se pueden ubicar las provincias de aceite de TM y FOM y la provincia
de Lk de gas. Las provincias consideradas a un plazo mayor de recuperación,
pero con un gran potencial, son CMaceite, La, DB y CPP.
ESTRATEGIA EXPLORATORIA
El desarrollo de una estrategia exploratoria requiere de una revisión técnica de la
base de los recursos prospectivos, una evaluación del ciclo de vida completo de
las oportunidades detectadas y una jerarquización de los proyectos para
establecer la cartera de inversiones más atractiva.
La estrategia se presenta como una opción o un pronóstico para el futuro de la
exploración y producción de aceite y gas en la porción occidental del Golfo de
México. Es una estrategia que se basa en la jerarquización de las oportunidades
de la cuenca, toma en cuenta el valor económico de cada provincia y da un
enf oque a las actividades futuras.
Como en cualquier negocio, existen restricciones financieras y de capacidad de
ejecución al portafolio de exploración; sin embargo, hay que considerar que la
actividad exploratoria es la creación de valor a través del descubrimiento de
reservas y requiere de la inversión de un capital importante para llevarse a cabo.
El desarrollo de estudios de interpretación y la actividad de adquisición de datos
sísmicos en 3D son requisitos previos a la ejecución del programa de perforación
exploratoria. Estos estudios estarán enfocados al entendimiento claro de los
elementos de riesgo geológico y a la configuración de los prospectos, tomando en
15

cuenta la utilización de la tecnología disponible en la actualidad, para predecir la
presencia de hidrocarburos en el subsuelo.
Las provincias situadas en aguas profundas como CM y CPP requieren de un trato
especial, ya que, adicionalmente al alto riesgo geológico e incertidumbre en el
recurso prospectivo, derivado del desconocimiento, se encuentran en un ambiente
no probado por Pemex-Exploración y Producción anteriormente, en cuanto a las
técnicas apropiadas de perforación y de producción. Las opciones de desarrollo y
producción deben ser bien entendidas antes de intensificar la perforación. La
provincia de CPP se vería especialmente beneficiada, al aprovechar las
experiencias de la actividad exploratoria que actualmente se está llevando a cabo
en el lado estadounidense de esta provincia. En el caso de CM gas, debido a su baja
rentabilidad, es importante integrar la exploración y el desarrollo a las actividades
que se realicen en las partes cercanas de las provincias situadas en la plataforma
continental (Lk y La), para aprovechar las instalaciones y reducir los costos.
La estrategia que se propone para el occidente del Golfo de México considera el
incremento de la perforación exploratoria gradualmente hasta alcanzar al menos
30 pozos exploratorios por año. En realidad, esta restricción en el número de
pozos es económica, para no sobrepasar la inversión en exploración que se
propone de 460 millones de dls por año (ver figura 8). En el caso de que los costos
de perforación se mejorarán, como sería el caso en un incremento en las
actividades, por la economía de escala, se podría incrementar sustancialmente el
número de pozos.
Se propone que exista actividad simultánea en todas las provincias; sin embargo,
en los primeros años, la perforación exploratoria se concentraría en las provincias
de aceite de TM y FOM y en Lk de gas, que son las provincias más rentables y de
menor riesgo geológico, son las que generarían los flujos de efectivo para
continuar las actividades exploratorias en las provincias de mayor plazo de
recuperación. En la provincia Lk es necesario incrementar la perforación de los
prospectos cercanos al campo descubierto, para darle mayor certidumbre al
programa de desarrollo y al planteamiento de las instalaciones de producción. El
conocimiento que se adquiera de esta provincia será de mucha utilidad para la
exploración de las provincias La y DB.
Siguiendo la estrategia propuesta y desarrollando la reserva media con riesgo de
cada provincia, se considera que se puede alcanzar una producción de aceite de
por lo menos 700 MB por día en el año 2017 (ver figura 9). En el caso del gas, es
factible alcanzar cuando menos una producción de 2,400 MMPC por día en el año
2015 (ver figura 10). Estas cifras parecerían conservadoras en relación al alto
potencial que se visualiza en estas provincias, pero es un reflejo del riesgo
geológico y la incertidumbre por la falta de perforación exploratoria, seguramente
crecerán en la medida en que se incremente la exploración.
16

CONCLUSIONES
El occidente del Golfo de México con sus diferentes provincias geológicas, ofrece
un gran potencial petrolero, que en base a los conocimientos actuales, llega a un
valor medio sin riesgo del orden de 36,780 MMBPCE. Para convertir este recurso
potencial en reservas de aceite y gas se requiere de una inversión en exploración
de 6,370 millones de dls para los próximos 15 años, con los que se perforarían del
orden de 351 pozos exploratorios y se adquiriría alrededor de 100,000 km 2 de
información sísmica 3D.
Todas las provincias, tomando en cuenta las premisas descritas, resultaron con
valores económicos positivos; sin embargo, hay que resaltar que para llevar a
cabo la realización exitosa de los proyectos, se requiere de una reducción en los
costos de perforación e infraestructura, aplicar las mejores tecnologías tanto en las
geociencias como en las ingenierías, trabajar en equipo, integrando las
actividades de exploración, caracterización de yacimientos y de desarrollo para
optimizar el proceso y reducir los tiempos de las primeras producciones y sobre
todo, mantener los niveles apropiados de inversión en exploración.
17

Matamoros
IL
41
• ¿• UBSBSUURI$q
Tampico:
ft9 i7.I
:
1
:. Tuxpan. :
• -
:
/
7 _, •. :
L
Veracruz.
'.
L J
Figura 1.- PIano de ubicación

10,000-
0
o
CO
6,000-
6,000
4,000-
2,000-
04—
1993
a_1 %
5%-Residencial y Transporte
Histórico Prospectiva —00001
42%-Eleccidad
23%-Industria
30%-Sector Petrolero
1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009
Figura 2.- Pronóstico demanda de gas natural
MBD
1,200
1,150 -
1,100•
1,050
1,000
950
900
850
800
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Figura 3.- Perfil de producción aceite ligero

CUENCA
PEURGO»
é
/J
L
TAMPIc0 /
MARINo
E XCUENCA
WiláÁNTLA
SANTANAC.,,,~
UENCA.
SO
DE
1? ;
Figura 4.- Cuencas y provincias marinas mesozoicas

r:
0,1
/C
1!
+
+
..-
u
•
I
-1
Figura 5.- Provincias marinas terciarias

10,000 T
o
1,000
Iw
.2
o
100
EC
DVM
ELMM
La
U DB
10 4-
$0.00 $050 $100 $150 $200 $250 $300
Rentabilidad dls/BFCE
Figura 6.- Grafica Recurso medio con riesgo contra Rentabilidad
$10,000
CMa
iLk
$1,000 - ---
5La 11v1
FOM
* DB • pp
15
$100 tMg
$10
pVM
$1
0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40
Pg
Figura 7.- Grafica VME contra Probabilidad de éxito

Figura 8.- Perfil de inversión en exploración
Figura 9.- Pronostico de producción de aceite
Figura 10.- Pronostico de producción de gas

Recurso
Potencial Recurso Medio c/riesgo Pg
No
Oportun
Provincia Medio
MMBPCE
Globa idades Tipopnncip&de
MMBPCE ________ ________ detecta Hidrocarburos
Pm
________
p das
Tampico Marino TM 787 102 237 392 0.30 38
Aceite
ligero
Faja de Oro Marina FOM 525 72 188 245 0.36 12
Aceite
ligero
Delta del Bravo DB 3249 70 342 674 0.10 35 Gas
Gasy
Franja de Sal Aloctona FSA 1000 10 80 250 0.08 Aceite
ligero
Cinturón Plegado
1125 10 156 393 0.14 6
Aceite
Perdido ligero
Lamprea La 3705 279 516 790 0.14 115 Gas
Lankahuasa Lk 3823 456 879 1171 0.23 74 Gas
Aceite
Cordilleras Mexicanas CM 22362 1747 3946 6713 0.10 85 ligero y
Gas
Veracruz Marino VM 203 1 35 55 0.14 7 Gas
Tabla 1

Provincia HC
VM E
MMdls
VPI
MMdls
VMEIVMI
TIR
%
Costo Descub.
DIs/B DIs/MPC
Tampico Marino aceite 648 888 0.73 26 1.40
Faja de Oro Marina aceite 445 648 0.69 22 0.81
Delta del Bravo gas 329 1,339 0.25 21 0.20
Cinturón Plegado Perdido aceite 269 911 0.30 19 1.16
Lamprea gas 579 1,466 0.40 23 0.21
Lankahuasa gas 1,689 2,197 0.77 41 0.12
Cordilleras Mexicanas 1 aceite 2,993 9,498 0.32 30 0.25
Cordilleras Mexicanas II gas 80 3,687 0.02 11 0.05
Veracruz Marino gas 1.81 205 0.01 10 0.50
Tabla 2

EVALUACIÓN ECONÓMICA
Provincia Tampico Marino
Recursos 1 No
lOportunidal
1 Pg Global 1 HC 1
1 Esperado 1P90 Pm 1 P10
102 1 237 392 1 38 1 0.30 1 Aceite
Pozo Exploratorio
Sismica
Pozo Desarrollo
Plataforma
Instalaciones
Duclos
Precios
USdlls/Bl
Datos Generales
Tirante de agua (m) 45
Prof. Objetivo (m) 3300
Distancia costa (km) 30
Reserva/pozo (mmb) 5
Prod Inicial/pozo (bd) 1600
Declin. anual 0.1
Pozos Desarrollo Requeridos 47
Plataformas requeridas 4
1
13.4 38
25 3
10.5 47
15 4
50
30
21.27
3.16
VME $64802
VPI $887.82
TIR 26%
VME/VPI 0.73
Tasa descuento 0.10
Prod. Acum. (MMB) 239
VME(USd)IB $2.71
VPI Exploración $341 .26
Costo Desc.(Usd/B) $1 .43
Perfil de Producción
50.0
45.0
40.0
35.0
30.0
20.0
77'
10.0
5.0
0.0
2003 2004 ZOOS 2006 2007 2000 2009 2010 201 2012 Zola 2014 2015 2016 2017
ANEXO 1
Pozos 1 2 4 4 4 4 4 4 4 4 3
Sismica 1 1 1
Programa Desarrollo
Pozos 1 4 4 6 6 6 6 6 4 3 1
Instalaciones 1 1 1 1
Inversión (MMdls)
Exploración 13 52 79 79 54 54 54 54 54 54 40 0 0 0
Desarrollo 0 11 137 137 158 158 63 63 63 42 32 11 0 0
Perfil de Inversiones
180
160
140
120
II
0 100
co
80
40
20
o
2003 2004 2005 20030 2007 2000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Exploración
60
II ,
A-1

Provincia Faja de Oro Marina
Recursos 1 No
lOportunidal
1
Pg Global
HG 1
1
1 Esperado 1P90 1 Pm 1 P10
72 188 245 1 12 1 0.36 1 Aceite 1
160
140
Manfl
120
100
o
80
60
40
20
o
2003 2004 2005 2006 2007 2006 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
VME $444.72
VPI $648.15
TIR 22%
VMENPI 0.69
Tasa descuento 0.10
VME(USd)/B $2.36
VPI Exploración $1 53.27
Costo Desc.(USdIB) $0.81
1
9
- - - - - -
—fr
ANEXO 1
DatosGenerales
Prod lniciaVpozo (bd) 1000
Declin. anual 0.08
Sismica
Pozo Desarrollo
Plataforma
Instalaciones
Ductos
Precios
USdIls/BI
USdIls/mpc
13.7 12
25 2
10.5 48
15 4
50
15
A21.27
3.16
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Programa Exploratorio
Pozos 1 2 2 2 2 2 1
Sismica 1 1
Programa Desarrollo
Pozos 1 4 4 6 6 6 5 5 4 4 3
Instalaciones 1 1 1 1
Inversión (MMdls)
Exploración 14 52 52 27 27 27 14 0 0 0 0 0 0 0
A000Desarrollo 0 91 42 42 143 143 143 53 53 42 42 32 0 0
A-2

Provincia Cinturón Plegado Perdido
Recursos
1 No
Oportunidal
1
Pg Global
HG 1
EsperadoP90 1 Pm 1 P10
1 10 156 1 393 6 1 0.14 1 Aceite 1
Desarr
800
•1
0 1
600
400 4
200
0 - -
- - - -
VME $26876
VPI $91083
TIR 19%
VME/VPI 0.30
Tasa descuento 0.10
VME(USd)IB $1.75
;VPI Exploración $1 79.03
Costo Desc.(UsdIB) $1.16
kiwi
ANEXO 1
Prod lniciaVpozo (bd) 8500
Declin. anual 0.22
Pozo Exploratorio 40 6
Sismica 25 1
Pozo Desarrollo 30 14
Plataforma 375 1
Instalaciones 50
Ductos 512
Precios
USdlls/Bl 21.27
USdlls/mpc 3.16
--
- 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Pozos 1 1 1 1 1 1
Sismica 1
Programa Desarrollo
Pozos 2 4 4 2 2
Instalaciones 1
Inversión (MMdls)
Exploración 0 65 40 40 40 40 40 0 0 0 0 0 0 0 0
Desarrollo O O O 0 0 60 1057 120 60 60 0 0 0 0 0
M-,I

Provincia Cordilleras Mexicanas
Recursos 1 No
lOportunidal
1
Pg Global
HC 1
11 Esperado 11 P90 1 Pm 1 P10
1 1747 1 2706 6713 1 62 1 0.10 1 Aceite
- - - Desarrollo y Opr y Mani
Exploración
--
4000 _________________________
3500
3000
2500
o
2000
1500
1000
500
o
2003 2004 2005 2006 2007 2000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2015 2017
s
4
t 4 0
* 4 1
LIMI
ANEXO 1
Prod Inicial/pozo (bd) 10000
Declin. anual 0.18
Pozo Exploratorio 25 61
Sismica 25 6
Pozo Desarrollo 20 163
Plataforma 325 41
Instalaciones 50
Ductos 320
Precios
USdlls/Bl 21.27
USdlls/mpc 3.16
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Pozos 1 1 1 1 2 5 6 6 6 6 6 6 6 8
Sismica 1 1 1 1 1 1
Programa Desarrollo
Pozos 1 4 4 4 8 10 20 20 20 20 20
Instalaciones 1 1 2 2 4 4 4 4
Inversión (MMdls)
Exploración 0 50 50 50 50 75 125 175 150 150 150 150 150 150 200
Desarrollo O 0 0 0 715 80 80 775 160 1590 1790 3180 3180 3180 3180
VME $2,992.85
VPI $9,498.08
TIR 30%
VMEIVPI 0.32
Tasa descuento 0.10
VME(USd)/B $1.11
VPI Exploración $684.85
Perfil de Producción
700.0
600.0
500.0
400.0
/
300.0 7
200.0
100.0
2003 2004 2006 2007 2003 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
A-4

VME $79.8
VPI $3,687.1
TIR 1V
VME/VPI 0.0
Tasa descuento 0.1
VME(USd)/B 644
VME(tJSd)/B $0.0
Costo Desc.(Usd/Mpc) $0.0
ANEXO 1
Provincia Cordilleras Mexicanas
Recursos
1 No
Oportunidal
1
Pg Global
HC 1
11 Esperado 1P90 1 Pm 1 P10
1 1 1240 1 25 0.10 Gas 1
0 1 6200 1 0
Datos Generales
Reserva/pozo (mmmpc) 28
Prod Inicial/pozo (mmpcd) 25
Declin. anual 0.24
Sismica
Pozo Desarrollo
Plataforma
Instalaciones
Ductos
Precios
USdIls/Bl
22.0 24
25 3
19 221
275 18
50
180
21.27
3.16
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 - 2015 2016 2017
Pozos 1 1 1 2 2 2 3 3 3 3 3
Sismica 1 1 1
Programa Desarrollo
Pozos 1 4 6 6 6 8 10 10 10 10
Instalaciones 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Inversión (MMdIs)
Exploración 0 25 47 47 22 44 44 44 66 66 66 66 66 0 0
Desarrollo O O 0 0 0 19 581 619 619 619 657 695 695 695 695

350 ___________
300
250
20O
(1)
150
100
50
O
- Desarrollo y Opr y Mant
- Exploración
1 1
• 1 1
1 1
ANEXO 1
Provincia Delta del Bravo
Recursos
1 1 No
Oportunid
GlobalPg
1
1 1 HC
Esperado 1P90 1 Pm 1 P10
1 70 1 342 674 1 35 1 0.10 1 Gas
1 350 1 1710 1 3370
i)atoS GenJes
Prod Inicial/pozo (mmpcd) 15
Declin. anual 0.22
Pozo Exploratorio 16.9 35
Sismica 25 3
Pozo Desarrollo 14.4 90
Plataforma 15 7
Instalaciones 50
Ductos 96
Precios
USdlls/Bl 21.27
USdlls/moc 3.16
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Pozos 1 1 2 4 4 4 4 4 4 4 3
Sismica 1 1 1
Programa Desarrollo
Pozos 2 8 8 8 8 8 8 8 7 7 7
Instalaciones 1 1 1 1 1 1 1
Inversión (MMdls)
Exploración 25 42 17 34 92 67 67 67 67 67 67 51 0 0 0
Desarrollo O 0 0 0 190 115 115 276 276 276 276 276 262 101 101
VM E $328.98
VPI $1 ,338.91
TIR 21%
VMENPI 0.25
Tasa descuento 0.10
Prod. Acum. (MMMPC) 1706
VME(USd)/B $096
VPI Exploración $34908
Costo Desc.(Usd/Mpc) $020
E.

Pozo Exploratorio
Sismica
Pozo Desarrollo
Plataforma
Instalaciones
Ductos
Precios
USdIIs/Bl
USdlls/mpc
12.4 103
25 4
10 116
15 9
50
ll~2
Perfil de InversIones
300
250
200
o
150
100
50
o
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2000 2010 2011 2012 2013 2814 2015 2016 2017
- - -
Desarrollo y Opr y Mant
Exploración
- - -
O
EWA
ANEXO 1
Provincia Lamprea
Recursos
1 No
Oportunidal
1 Pg Global 1 HC 1
1 Esperado 1P90 1 Pm P10
1 279 1 516 790 115 1 0.14 Gas
1 1395 1 2580 3950
Prod Inicial/pozo (mmpc) 15
Declin. anual 0.20
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Pozos 1 1 1 2 2 4 6 7 7 7 7 10 12 12 14
Sismica 1 1 1 1
Programa Desarrollo
Pozos 2 4 6 8 8 8 10 10 10 10 10 10
Instalaciones 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Inversión (MMdls)
Exploración 12 37 37 50 50 50 74 87 87 87 87 124 149 149 174
Desarrollo 0 0 0 130 40 60 190 190 190 210 210 210 210 210 100
VME $579.
VPI $1466.
TIR 2
VME/VPI 0.
Tasa descuento 0.
Prod. Acum. (MMMPc: 25
VME(USd)/B $1.
VPI Exploración $533.
Costo Desc.(Usd/Mpc) $0.
A-7

300 Exploración
250
200
o
150
100
50
o
1
ANEXO 1
bm
Provincia Lankahuasa
Recursos
1 No
loportunidal
i Pg Global 1 F-IC 1
Esperado 1P90 l Pm 1 P10
1 456 1 879 1 1171 1 74 1 0.23 1 Gas I
1 2280 1 4395 1 5855
Tirante de agua (m)
Prof. Objetivo (m)
Distancia costa (km)
Reserva/pozo (mmmpc)
Prod Inicial/pozo (mmpc)
Declin. anual
Pozos Desarrollo Requeridos
Plataformas requeridas
16
0.20
183
15
Pozo Exploratorio
Sismica
Pozo Desarrollo
Plataforma
Instalaciones
Ductos
Precios
USdII5/BI
14.0 74
25 3
11.8 183
15 15
50
20
2d3.1
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Pozos 1 2 3 4 4 4 4 6 6 6 7 8 8 8 3
Sismica 1 1 1
Programa Desarrollo
Pozos 2 4 6 8 10 10 10 12 12 12 12 12 12 12 10
Instalaciones 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Inversión (MMdls)
Exploración 14 53 67 81 56 56 56 84 84 84 98 112 112 112 42
Desarrollo 24 132 156 179 203 203 203 227 227 227 227 227 227 227 203
VME $1 ,688.86
VPI $2,1 96.75
TIR 41%
VMENPI 0.77
Tasa descuento 0.10
Prod. Acum. (MMMPC 4392
VME(LJSd)IB $1 .92
Costo Desc.(UsdlMpc) $0.12

100 Desarrollo y Opr y Mant
90
80
70
60
o
50
40
30
20
10
0
-
Exploración
I t
I I
I I
s
ANEXO 1
Provincia Veracruz Marino
Recursos 1 No
Oportunidal
1 Pg Global
1
HC 1
1 Esperado 1P90 1 Pm P10
1 1 1 7 1 0.14 1 Gas 1
1 5 175 1 275
øos Ge
Prod Inicial/pozo (mmpc) 10
Declin. anual 0.2
Pozo Exploratorio
Sismica
Pozo Desarrollo
Plataforma
Instalaciones
Ductos
Precios
12.4 6
25 2
10 12
15 1
50
15
21.27
3.16
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Pozos 1 1 2 2
Sismica 1 1
Programa Desarrollo
Pozos 1 3 3 3 2
Instalaciones 1
Inversión (MMdls)
Exploración 0 25 37.41 12.41 24.82 24.82 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Desarrollo O 0 0 0 90 30 30 30 20 0 0 0 0 0 0
—
VME $1.81
VPI $204.62
TIR 10%
VMENPI 0.01
Tasa descuento 0.10
Prod. Acum. (MMMPC: 175
VME(USd)/B $005
VPI Exploración $8667
Costo Desc.(Usd/Mpc) $050
Prod. Acum. (MMB)
M-10.

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