Región Norte

Con aproximadamente 3.7 millones de kilómetros cuadrados, la Región Norte presenta la mayor exten- sión territorial, incluye una porción terrestre y otra marina. Geográficamente se localiza en la franja Norte de la República Mexicana, colindando al Norte con los Estados Unidos de América y sus aguas territoriales del Golfo de México, al Sur con el río Tesechoacán ubicado en el estado de Veracruz y con un límite convencional que se prolonga en forma horizontal a partir de dicha referencia hacia la costa del Océano Pacífico y se extiende hasta el límite de las aguas te- rritoriales, al Oriente con la línea de costa del estado de Veracruz, la isobata de 500 metros del Golfo de México y los límites con la Región Marina Suroeste, y al Occidente con aguas internacionales del Océano Pacífico, figura 5.15.

Figura 5.15 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.

Sonora Chihuahua Coahuila Durango Oaxaca Jalisco Chiapas Sinaloa Zacatecas Tamaulipas Guerrero Michoacán Campeche Yucatán Puebla Nayarit Veracruz Nuevo León Baja California

Baja California Sur

San Luis Potosi

Quintana Roo México Tabasco Hidalgo GuanajuatoQuerétaro Colima Morelos DF Tlaxcala Aguascalientes Región Norte 0 500 Km Golfo de México Océano Pacífico

La Región Norte está conformada por tres activos de producción; Aceite Terciario del Golfo, Poza Rica- Altamira y Veracruz, por el Activo Integral Burgos y por los activos de exploración Yacimientos No Convencionales y Aguas Profundas. Los activos de producción y el integral se enfocan primordialmen- te a las actividades de explotación de los campos, de su desarrollo, así como a la optimización de su operación. Mientras que los de exploración tienen como objetivo principal la adición de reservas por actividades de esta índole, así como la evaluación del potencial que presentan las cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-Misantla y la porción Norte del Golfo de México Profundo.

Dada la gran extensión territorial, la región posee toda la gama de yacimientos, desde gas seco, gas húmedo, gas y condensado, aceite negro y volátil y recientemente ha incorporado la explotación de yacimientos de lutitas de gas y aceite. Administra el mayor número de campos y pozos asignados a Pemex, tan sólo durante el cierre de 2015 eran 282 campos. Sin embargo, la mayoría de los campos se encuentran en etapa de explotación madura, por lo que su productividad por pozo promedia 28 barriles por día de aceite y 0.5 millones de pies cúbicos por día de gas natural.

Lo anterior permitió a la región aportar durante el año 2015, 41.1 millones de barriles de aceite, 97.4 miles de millones de pies cúbicos de gas asociado y 536.9 miles de millones de pies cúbicos de gas no asociado, datos que significaron una producción diaria de la re- gión de 112.7 mil barriles de aceite y 1,737.9 millones de pies cúbicos de gas natural. A nivel Pemex, las producciones anteriores constituyen 5.0 por ciento de aceite y 27.2 por ciento de gas natural, respecto a la producción total.

Con respecto a las actividades de desarrollo rea- lizadas durante 2015, la Región Norte presenta el mayor número de pozos terminados con 125. En el Activo Integral Burgos se terminaron 37 pozos

de desarrollo principalmente en los campos Nejo, Cuitláhuac, Comitas, Arcabuz y Culebra; en el Activo de Producción Poza Rica-Altamira se terminaron 31 pozos, principalmente en los campos Tamaulipas Constituciones y Sur Chinampa Norte de Amatlán que presentaron el mayor número de pozos terminados. En el Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo se terminaron 51 pozos, donde el desarrollo estuvo enfocado principalmente en los campos Coapechaca, Corralillo, Agua Fría y Miquetla. Finalmente, en el Ac- tivo de Producción Veracruz se contabilizaron 6 pozos terminados y el desarrollo fue principalmente con el objetivo de explotar aceite en los campos Eltreinta, Bedel y Gasífero.

En cuanto a las actividades exploratorias realizadas durante 2015, se terminaron 6 pozos exploratorios, 5 en el proyecto Área Perdido, en el cual únicamente el pozo Cratos-1 comprobó saturación de hidrocarburos en rocas del Mioceno, sin embargo los volúmenes de aceite y gas no resultaron económicos y se clasificó como recurso contingente. Asimismo, en el Activo Integral Burgos se terminó el pozo Serval-1, el cual resultó productor no comercial de gas.

5.3.1 Evolución de los volúmenes originales

Los volúmenes originales de aceite y gas natural du- rante los últimos tres años se muestran en el cuadro 5.9. Se observa que el volumen probado de la región, al 1 de enero de 2016, alcanzó 41,235.4 millones de barriles de aceite, que con respecto al volumen de aceite a nivel Pemex representa el 26.4 por ciento. En cuanto al volumen probado de gas natural, la región tiene 71,192.4 miles de millones de pies cúbicos, que significa 37.7 por ciento del total de Pemex. El Activo de Producción Poza Rica-Altamira posee los mayores volúmenes probados con 27,038.1 millones de ba- rriles de aceite y 40,760.5 miles de millones de pies cúbicos de gas natural valores que significan 65.6 y 57.3 por ciento del total de la Región Norte. El otro ac- tivo de producción con volúmenes considerables de

aceite y gas natural es Aceite Terciario del Golfo que presenta 12,877.4 millones de barriles y 6,522.0 miles de millones de pies cúbicos. En los últimos años, los descubrimientos de aceite realizados en el Activo de Producción Veracruz, tradicionalmente productor de gas no asociado, ha generado la documentación de volúmenes de aceite alcanzando 1,217.8 millones de barriles y 6,397.8 miles de millones de pies cúbicos, de este último volumen el mayor porcentaje es de gas no asociado. Finalmente, el Activo Integral Burgos presenta el volumen original de aceite más bajo con 102.1 millones de barriles debido a que es un activo netamente productor de gas no asociado y donde el volumen reportado es de 17,512.0 miles de millones de pies cúbicos.

Los volúmenes originales probables de aceite y gas natural de la región son 25,567.4 miles de millones de barriles y 16,804.3 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. Las cifras anteriores representan 83.1 y 77.4 por ciento de los totales de Pemex corres- pondientes. El Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo presenta el mayor volumen probable de la región con 24,527.3 millones de barriles de aceite y 12,563.1 miles de millones de pies cúbicos de gas na- tural, que con respecto a los volúmenes probables de

aceite y gas natural de la región, significan 95.9 y 74.8 por ciento respectivamente. El Activo de Producción Poza Rica-Altamira reporta volúmenes originales probables por 1,039.8 millones de barriles de aceite y 2,697.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. El Activo Integral Burgos tiene volúmenes originales probables de aceite y gas natural por 0.2 millones de barriles y 1,541.9 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. Los volúmenes originales probables del Activo de Producción Vera- cruz son muy pequeños en esta categoría.

Los volúmenes originales posibles de aceite y gas natural reportados por la región al 1 de enero de 2016 alcanzan 19,876.1 millones de barriles y 18,001.7 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. Estos volúmenes, a nivel Pemex, representan 74.6 por ciento para el aceite y 70.1 por ciento para el gas. Con respecto al año anterior, los volúmenes originales de aceite y gas natural en la ca- tegoría posible presentan disminuciones por 22,269.3 millones de barriles y 18,184.4 miles de millones de pies cúbicos, como consecuencia de la reducción en la actividad de desarrollo en el Paleocanal de Chicon- tepec, lo que generó una disminución en las áreas a explotar y en consecuencia la reducción de estos volúmenes. Sin embargo, a nivel regional, el Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo concentra los mayores volúmenes de aceite y gas natural con 84.6 y 57.3 por ciento, respectivamente.

Es de suma importancia hacer referencia que los campos de los activos Burgos y Veracruz producen gas no asociado, por eso la conveniencia de subdividir los volúmenes originales de gas natural en asociado y no asociado.

Los volúmenes originales de gas natural asociado y no asociado en la categoría probada, alcanzan 48,632.3 y 22,560.1 miles de millones de pies cúbicos, respec- tivamente. En el caso del volumen original de gas

Cuadro 5.9 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú- menes originales en la Región Norte.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural

mmb mmmpc 2014 Total 116,579.9 134,960.2 Probado 42,254.9 74,470.8 Probable 34,838.5 24,616.0 Posible 39,486.5 35,873.3 2015 Total 116,315.5 132,139.5 Probado 42,503.1 75,240.3 Probable 31,666.9 20,713.1 Posible 42,145.5 36,186.2 2016 Total 86,678.9 105,998.4 Probado 41,235.4 71,192.4 Probable 25,567.4 16,804.3 Posible 19,876.1 18,001.7

asociado, el mayor porcentaje a nivel regional corres- ponde al Activo de Producción Poza Rica-Altamira con 82.2 por ciento, en tanto que para el volumen de gas no asociado el mayor porcentaje se ubica en el Activo Integral Burgos con 76.1 por ciento. Específicamente, el volumen original probado de gas no asociado está conformado en su mayor parte por gas húmedo no asociado con 12,440.8 miles de millones de pies cú- bicos, seguido del gas seco cuyo volumen asciende a 9,288.7 miles de millones de pies cúbicos, en tanto 830.6 miles de millones de pies cúbicos corresponden a yacimientos de gas y condensado.

El volumen original probable de gas natural, alcanzó al 1 de enero de 2016 un valor de 16,804.3 miles de mi- llones de pies cúbicos, correspondiendo al volumen de gas asociado 15,269.2 miles de millones de pies cúbicos y 1,535.0 miles de millones de pies cúbicos al gas no asociado. El Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo concentra los mayores volúme- nes de gas asociado con 82.3 por ciento. En cuanto a la conformación del volumen original probable de gas no asociado, 1,081.5 miles de millones de pies cúbicos son de gas húmedo y 453.5 miles de millo- nes de pies cúbicos de gas seco, estos volúmenes se ubican en su totalidad en los campos del Activo Integral Burgos.

Finalmente, el volumen original posible de gas natural alcanza 18,001.7 miles de millones de pies cúbicos; específicamente, 15,916.4 miles de millones de pies cúbicos son atribuibles a volúmenes originales de campos de gas asociado y 2,085.3 miles de millones de pies cúbicos corresponden a volúmenes de cam- pos de gas no asociado. Los mayores volúmenes originales en la categoría posible de gas asociado, se ubica en los campos del Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo con 10,306.8 miles de millones de pies cúbicos o 64.8 por ciento. Mientras que los correspondientes volúmenes originales posibles de gas no asociado se ubican en los campos del Activo Integral Burgos, que concentra 2,057.9 miles de mi- llones de pies cúbicos, es decir, 98.7 por ciento. Los

volúmenes originales de gas no asociado en la región, están conformados por 1,084.4 miles de millones de pies cúbicos de gas húmedo; 1,000.9 miles de millo- nes de pies cúbicos de gas seco.

Aceite crudo y gas natural

El volumen original de aceite al 1 de enero de 2016 en la categoría probada, presenta una disminución de 1,267.6 millones de barriles con respecto al año ante- rior. Esta disminución se atribuye primordialmente a la desincorporación de 67 campos, es decir campos que Pemex ya no operará, entre los que destacan principalmente: Sábana Grande y Tlacolula, así como una porción de los campos Horcones y Remolino del Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo que conjuntamente suman 478.4 millones de barriles, y campos del Activo de Producción Poza Rica-Altamira, tales como Miquetla PR, Isla de Lobos, Soledad PR, Morsa, Cabo Nuevo, Santa Lucía y Vicente Guerrero que suman un decremento de volumen original de aceite por 281.4 millones de barriles. Asimismo, el volumen original de gas natural en la misma categoría, también registra una disminución de 4,047.9 miles de millones de pies cúbicos, lo cual se debe esencial- mente a la no asignación de 67 campos.

En comparación con el año anterior, el volumen ori- ginal de aceite en la categoría probable, al 1 de enero de 2016, registra una disminución de 6,099.6 millones de barriles; esta variación fue originada prácticamen- te en su totalidad en el Paleocanal de Chicontepec, donde se registró una pérdida de volumen de aceite por 6,045.2 millones de barriles de aceite, por una reclasificación de volumen original probable a posi- ble como consecuencia de la disminución conside- rable de actividades de desarrollo de campos. Esta reducción de actividades de desarrollo dio la pauta para redistribuir la clasificación de las localizaciones probables, y únicamente se consideraron 5 espacia- mientos, después de la última localización probada no desarrollada. Conviene mencionar que anteriormente se tenían como reservas probables 7 espaciamientos.

En cuanto al volumen original probable de gas natural de la región, también se registra una disminución con respecto al año anterior por 3,908.8 miles de millones de pies cúbicos, el cual también se relaciona por la falta de actividad de desarrollo de campos en el Ac- tivo de Producción Aceite Terciario del Golfo, donde la reducción fue de 2,932.5 miles de millones de pies cúbicos. El Activo Integral Burgos también presenta una reducción del volumen original de gas natural en la categoría probable por 924.5 miles de millones de pies cúbicos, y ésta obedece principalmente a la disminución de la reserva por la no rentabilidad de algunos pozos en campos con reservas en lutitas.

El volumen original de aceite posible de la región, también presenta la disminución de 22,269.3 millones de barriles, con respecto al año anterior. El 92.5 por ciento de esta reducción se originó en el Paleoca- nal de Chicontepec, es decir, 20,605.6 millones de barriles, reducción que obedece a la disminución considerable de actividades de desarrollo de campos generada por una redistribución de la clasificación de las localizaciones posibles, ya que únicamente se consideraron 5 espaciamientos después de la última localización probable. En evaluaciones de reservas anteriores, el área considerada como volumen posi- ble suponía de la última localización probable hasta el límite convencional del Paleocanal de Chicontepec. Asimismo, en el Activo de Producción Poza Rica-Al-

tamira, también se observó una reducción de 1,538.6 millones de barriles de aceite, debido principalmente a la reclasificación de los campos Maximino y Explo- ratus a recursos contingentes. En cuanto al volumen original de gas natural posible, también se observa una reducción por 18,184.4 miles de millones de pies cúbicos, siendo las causas principales, la reducción en las actividades de desarrollo de campos en el Pa- leocanal de Chicontepec, así como la reclasificación a recursos contingentes de los campos de aguas profundas, Maximino y Exploratus; y de campos con reservas en lutitas del Activo Integral Burgos, por no ser rentables en este momento.

5.3.2 Evolución de las reservas

Las reservas probadas de la Región Norte al 1 de ene- ro de 2016, ascienden a 736.1 millones de barriles de aceite y 2,530.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Respecto a las reservas probadas desarro- lladas, alcanzan un valor de 236.3 millones de barriles de aceite y 1,350.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que las no desarrolladas son 499.8 millones de barriles de aceite y 1,180.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.

En cuanto a las reservas probables, éstas alcanzaron 1,842.8 millones de barriles de aceite y 5,692.6 miles

Figura 5.16 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Norte en los últimos tres años.

Probada Probable Posible mmb 2014 2015 2016 3,186.9 1,842.8 3,439.7 4,515.4 1,729.5 6,534.4 8,562.9 4,308.4 10,845.9 860.6 736.1 871.8 mmmpc Probada Probable Posible 2014 2015 2016 3,313.2 2,530.4 3,510.8 10,139.7 5,692.6 10,809.4 16,337.3 5,191.9 17,716.7 29,790.2 13,414.9 32,036.8

Figura 5.17 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Norte en los últimos tres años.

de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que las reservas posibles ascienden a 1,729.5 millo- nes de barriles de aceite y 5,191.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Con respecto a las reservas 2P de la región, es decir, la adición de las reservas probadas más probables, éstas se sitúan en 2,578.9 millones de barriles de aceite y 8,223.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y las reservas 3P o adición de las reservas probadas más probables más posibles, se ubicaron en 4,308.4 millones de barriles de aceite y 13,414.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.

En las figuras 5.16 y 5.17 se observa la evolución histórica de las reservas remanentes de crudo y gas natural en las categorías probada, probable y posible. Asimismo, el cuadro 5.10 presenta la composición de acuerdo al tipo de fluido y para cada uno de los activos que conforman la región, en términos de las reservas 1P o probada, 2P y 3P.

Con respecto a las reservas totales de Pemex, las reservas probadas de la Región Norte, al 1 de enero

de 2016, representan el 10.3 y 21.0 por ciento para aceite y gas natural, respectivamente.

A nivel regional, los mayores volúmenes de reservas de aceite se ubican en el Activo de Producción Acei- te Terciario del Golfo con 493.0 millones de barriles que representa el 67.0 por ciento con respecto a las reservas probadas de la región; en cuanto a las reservas probadas de gas natural, el Activo Integral Burgos tiene los mayores volúmenes de reservas con 1,020.3 miles de millones de pies cúbicos de gas natural que con respecto a las reservas totales de la región representan 40.3 por ciento.

La reserva probada desarrollada de aceite de la re- gión es 4.6 por ciento con respecto al total de Pemex, en tanto que la reserva probada desarrollada de gas natural equivale a 15.6 por ciento del volumen total de Pemex. Regionalmente, la reserva probada de- sarrollada de aceite del Activo de Producción Poza Rica-Altamira presenta el porcentaje más elevado con 46.8 por ciento y la segunda posición la ocupa el Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo

Cuadro 5.10 Composición de las reservas por activo de la Región Norte.

Aceite Gas natural

Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 418.5 304.9 12.8 1,097.5 1,432.9

Aceite Terciario del Golfo 295.7 188.5 8.8 801.5 0.0

Burgos 0.0 0.0 4.0 22.3 998.0

Poza Rica-Altamira 118.1 69.2 0.0 214.9 0.5

Veracruz 4.7 47.1 0.0 58.9 434.4

2P 1,178.7 1,249.3 150.9 6,199.3 2,023.7

Aceite Terciario del Golfo 1,004.8 1,053.8 144.9 5,743.2 0.0

Burgos 0.0 0.0 6.0 27.2 1,566.5

Poza Rica-Altamira 165.8 124.9 0.0 331.2 0.5

Veracruz 8.1 70.6 0.0 97.7 456.8

3P 1,876.6 2,020.7 411.0 10,865.2 2,549.7

Aceite Terciario del Golfo 1,426.9 1,729.5 402.3 10,021.1 0.0

Burgos 0.0 0.0 8.7 28.8 2,050.5

Poza Rica-Altamira 439.4 207.3 0.0 670.8 0.5

con 39.3 por ciento. En cuanto a la reserva de gas natural en la misma categoría, el Activo Integral Bur- gos concentra 47.2 por ciento del volumen regional, seguido del Activo de Producción Veracruz con 27.4 por ciento.

Referente a las reservas probadas no desarrolladas de aceite y gas natural de la Región Norte, representan 24.4 y 34.7 por ciento, respectivamente, de los totales de Pemex. El Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo posee el porcentaje más elevado de las reservas de crudo de la región en esta categoría con 80.1 por ciento. De la misma forma, concentra el porcentaje más elevado de las reservas probadas no desarrolla- das de gas natural de la región, con 50.9 por ciento, ubicándose a continuación el Activo Integral Burgos con un porcentaje de 32.5 por ciento.

Los campos de la Región Norte concentran el 38.4 por ciento de las reservas probables de aceite de Pemex y 70.7 por ciento de las reservas probables de gas natural a nivel Pemex, siendo el Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo el que concen- tra los mayores volúmenes de reservas probables de aceite y gas natural, tanto a nivel regional y de Pemex con 1,710.4 millones de barriles de aceite y 4,941.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Estos volúmenes de reservas representan a nivel regional el 92.8 y 86.8 por ciento para las reservas de aceite y gas natural, respectivamente; mientras que a nivel de Pemex representan el 35.6 y 61.4 por ciento para las reservas de aceite y gas natural, respectivamente.

Caso similar al anterior, se da para las reservas po- sibles de aceite y gas natural de la región, donde a nivel Pemex representan el 39.1 y 63.3 por ciento, respectivamente. Nuevamente, el Activo de Produc- ción Aceite Terciario del Golfo concentra los mayores volúmenes de reservas posibles de crudo y gas natu-