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

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ACADEMIA DE INGENIERIA

Fo 11 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

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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 km 2 (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

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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 MMMBPCE 1 .

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.

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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

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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

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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,

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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.

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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.

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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,

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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

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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 CMace j te 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

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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 X CUENCA

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 1 P90 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

EVALUACIÓN ECONÓMICA Provincia Faja de Oro Marina

Recursos 1 No

lOportunidal

1 Pg Global

HG 1 1 1 Esperado 1 P90 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

Prod. Acum. (MMB) 188

VME(USd)/B $2.36 VPI Exploración $1 53.27 Costo Desc.(USdIB) $0.81

1 9

- - - - - -

—fr

ANEXO 1

DatosGenerales Tirante de agua (m) 55 Prof. Objetivo (m) 3400 Distancia costa (km) 15

Reserva/pozo (mmb) 4

Prod lniciaVpozo (bd) 1000 Declin. anual 0.08 Pozos Desarrollo Requeridos 47 Plataformas requeridas 4

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

A000 Desarrollo 0 91 42 42 143 143 143 53 53 42 42 32 0 0

A-2

EVALUACIÓN ECONÓMICA Provincia Cinturón Plegado Perdido

Recursos 1 No Oportunidal

1 Pg Global

HG 1

Esperado P90 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 Prod. Acum. (MMB) 154 VME(USd)IB $1.75 ;VPI Exploración $1 79.03 Costo Desc.(UsdIB) $1.16

kiwi

ANEXO 1

Tirante de agua (m) 2700 Prof. Objetivo (m) 4300 Distancia costa (km) 160

Reserva/pozo (mmb) 9 Prod lniciaVpozo (bd) 8500 Declin. anual 0.22 Pozos Desarrollo Requeridos 17 Plataformas requeridas 1

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

Programa Exploratorio 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

EVALUACIÓN ECONÓMICA Provincia Cordilleras Mexicanas

Recursos 1 No lOportunidal

1 Pg Global

HC 1 1 1 Esperado 1 1 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

Tirante de agua (m) 1500 Prof. Objetivo (m) 3500 Distancia costa (km) 100 Reserva/pozo (mmb) 22 Prod Inicial/pozo (bd) 10000 Declin. anual 0.18 Pozos Desarrollo Requeridos 123 Plataformas requeridas 10

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

Programa Exploratorio 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


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 Prod. Acum. (MMB) 2696 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 VPI Exploración $286.2 Costo Desc.(Usd/Mpc) $0.0 Prod. Acum. (MMB) 12

ANEXO 1

EVALUACIÓN ECONÓMICA Provincia Cordilleras Mexicanas


1 Pg Global

HC 1 1 1 Esperado 1 P90 1 Pm 1 P10

1 1 1240 1 25 0.10 Gas 1 0 1 6200 1 0

Datos Generales Tirante de agua (m) 900 Prof. Objetivo (m) 3500 Distancia costa (km) 60 Reserva/pozo (mmmpc) 28 Prod Inicial/pozo (mmpcd) 25 Declin. anual 0.24 Pozos Desarrollo Requeridos 221 Plataformas requeridas 18

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

Programa Exploratorio 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

EVALUACIÓN ECONÓMICA Provincia Delta del Bravo

Recursos 1 1 No Oportunid

Global Pg 1

1 1 HC Esperado 1 P90 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 Tirante de agua (m) 100 Prof. Objetivo (m) 3800 Distancia costa (km) 30 Reserva/pozo (mmmpc) 19 Prod Inicial/pozo (mmpcd) 15 Declin. anual 0.22 Pozos Desarrollo Requeridos 90 Plataformas requeridas 8

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

Programa Exploratorio 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 Prod. Acum. (MMB) 341

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

EVALUACIÓN ECONÓMICA Provincia Lamprea


1 Pg Global 1 HC 1

1 Esperado 1 P90 1 Pm P10 1 279 1 516 790 115 1 0.14 Gas

1 1395 1 2580 3950

Tirante de agua (m) 70 Prof. Objetivo (m) 3000 Distancia costa (km) 30 Reserva/pozo (mmmpc) 20 Prod Inicial/pozo (mmpc) 15 Declin. anual 0.20 Pozos Desarrollo Requeridos 129 Plataformas requeridas 11

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Programa Exploratorio 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


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

EVALUACIÓN ECONÓMICA Provincia Lankahuasa

Recursos 1 No loportunidal i Pg Global 1 F-IC 1

Esperado 1 P90 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

Programa Exploratorio 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


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 VPI Exploración $506.85 Costo Desc.(UsdlMpc) $0.12 Prod. Acum. (MMB) 878


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

EVALUACIÓN ECONÓMICA Provincia Veracruz Marino


1 Pg Global 1

HC 1 1 Esperado 1 P90 1 Pm P10

1 1 1 7 1 0.14 1 Gas 1 1 5 175 1 275

øos Ge Tirante de agua (m) 70 Prof. Objetivo (m) 3000 Distancia costa (km) 15 Reserva/pozo (mmmpc) 12 Prod Inicial/pozo (mmpc) 10 Declin. anual 0.2 Pozos Desarrollo Requeridos 15 Plataformas requeridas 1

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

Programa Exploratorio 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.

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

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