Cuencas Petroleras

INTRODUCCION

En este trabajo se pretende, de manera general hacer o mejor dicho presentar cuales son los principales Estados de nuestro país en los cuales se encuentran hidrocarburos, así como los principales campos petroleros dentro de éstos Estados. Así como también se muestra la ubicación geográfica de cada una de las cuencas sedimentarias.

De igual manera se hará mención de la producción que han tenido estos campos, tanto producción de aceite como de gas. También se hace una pequeña mención sobre los precios que ha tenido el crudo (en barriles), la exportación de nuestro país y por último una pequeña referencia sobre las reservas mundiales de crudo.

En México se han podido identificar 16 cuencas sedimentarias con potencial petrolero: Sabinas, Burgos, Tampico, Misantla, Veracruz, del Sureste, Sierra Madre Oriental, Golfo de México Profundo, Sierra de Chiapas, California, Golfo de California y Chihuhua.

Las principales cuencas por su producción acumulada y reservas remanentes de aceite son las de Tampico-Misantla y las denominadas Cuencas del Sureste.

Las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz son primordialmente gasíferas, destacando por su volumetría la de Burgos.

Actualmente, la cuenca con menor conocimiento es la del Golfo de México Profundo.

1. Cuenca Sabinas

Es una importante cuenca gasífera que se extiende bajo el estado de Coahuila. El espesor estratigráfico cronológicamente abarca desde el Jurásico superior hasta el Cretácico Superior.

2. Cuencas de Burgos

Junto con la Cuenca de Veracruz ha aportado el 5 por ciento de la producción acumulada. Las principales cuencas productoras de gas no asociado corresponden a Burgos y Veracruz, destacando por su volumetría la de Burgos. Comprende gran parte del noreste, dentro de territorios norteños de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila.

Actualmente, la producción de gas seco en esta zona cubre una superficie de más de 29 mil kilómetros cuadrados y se obtienen más de mil millones de pies cúbicos diarios. Esta producción representa el 80 por ciento del total de gas no asociado y casi una cuarta parte de la producción total de gas en México. La Cuenca de Burgos, en efecto, constituye la reserva de gas no asociado al petróleo más importante del país.

Burgos tiene la misma potencialidad productiva que tiene el sur de Texas; sin embargo, se ha obtenido en los últimos 60 años sólo un diez por ciento de lo producido en el lado norteamericano.

3. Cuenca de Tampico-Misantla

Es otra principal cuenca después de las cuencas del Sureste por su producción acumulada y reservas remanentes de petróleo. Es la más antigua en producción en México. Actualmente, se encuentra en etapa de reactivación con la puesta en marcha del proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).

4. Cuenca de Veracruz

La Cuenca Terciaria de Veracruz es de gran importancia económico-petrolera debido a las dimensiones y potencia de su columna sedimentaria, historia de producción de más de 50 años y sus perspectivas en cuanto a gas seco.

5. Cuencas del Sureste

La mayor producción de hidrocarburos se ha obtenido a partir de las Cuencas del Sureste. El incremento en la producción en las Cuencas del Sureste obedece principalmente a los megadescubrimientos en la sonda de Campeche y en el área Chiapas-Tabasco. Comprende además de los estados mencionados, el estado de Veracruz.

Está conformada por las cuencas: Salina del Istmo, Reforma-Comalcalco, Macuspana, Litoral de Tabasco y Sonda de Campeche.

6. Cuenca del Golfo de México Profundo

Más del 50% de los recursos potenciales del país se encuentran en aguas profundas. Las estimaciones prospectivas se ubican en cerca de 30 mil millones de barriles de crudo equivalente.

La porción profunda de la Cuenca del Golfo de México se ubica en tirantes de agua superiores a 500 metros, cubriendo una superficie aproximada de 575,000 kilómetros cuadrados. Con base en la información hasta ahora adquirida, se han identificado 9 provincias geológicas: Delta del Rio Bravo, Franja de Sla Alóctona, Cinturón Plegado Perdido, Franja Distensiva, Cordilleras Mexicanas, Salina del Golfo Profundo, Escarpe de Campeche, Cañón de Veracruz y Planicie Abisal, distribuidas en 3 proyectos exploratorios: Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido.

Las reservas de crudo en México

Sin duda el petróleo en nuestro país ha sido una fuente de recursos muy socorrida a lo largo nuestra historia y no ha habido otra fuente que pueda sustituirla por lo que es necesario conocer las reservas de crudo mexicano existentes:

Año Reservas probadas

(mmdb*) Producción

(mmdb) R.P. menos Prodicción (mmdb) Reservas (años)

1998 28, 862.9 1,120.7 27,742.2 25.8

1999 24,700.1 1,060.7 23,639.4 23.3

2000 24,631.3 1,102.4 23,528.9 22.3

2001 23,660.4 1,141.4 22,519.0 20.7

2002 22,419.0 1,159.6 21,259.4 19.3

2003 15,123.6 1,123.3 14,000.3 13.5

2004 14119.6 1,234.8 12,884.8 11.4

2005 12882.2 1,216.7 11,665.5 10.6

2006 11813.8 1,217.8 10,596.0 9.7

Fuente: BDI.PEP

*millones de barriles

Lo primero que salta a la vista es la brutal reducción en las reservas durante los últimos años. Se puede inferir de este cuadro que si no se hubieran añadido nuevas reservas a las ya existentes en 1998 y que si el nivel de producción de ese mismo año se hubiera mantenido, las reservas se agotarían en el año 2027.

De la misma forma, si no se añaden reservas a las ya existentes en 2006 y se mantiene la producción de ese año, parecería que el petróleo mexicano se va a agotar en el año 2017, diez años antes de lo estimado en 1998.

La razón por la cual han caído las reservas probadas sin que se modifique sustancialmente le nivel de producción se debe a que al paso del tiempo, se han usado diferentes metodologías de cálculo. Los datos de años pasados, sin embargo, no son corregidos usando la nueva metodología, ya que quedan congelados como “cifras oficiales” en el anuario de PEMEX, el informe presidencial y otros documentos. Actualmente se usa la metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC)

Las reservas probadas se modificaron a la baja en 2002, debido precisamente a que, de acuerdo con la aplicación de criterios de la SEC, PEMEX, tuvo que reclasificar 8,926 millones de barriles de sus reservas en la región de Chicontepec de “probadas” a “probables” el año pasado, ya que dichos criterios exigen que se haya explotado una reserva durante los últimos cinco años para que pueda ser considerada como probada. Chicontepec no empezó a ser explotado sino hasta finales de 2003 ya que se trata de yacimientos “lenticulares” que se agotan rápidamente y requieren muchos pozos para ser explotados integralmente. El nuevo interés de PEMEX sobre Chincontepec más parece dirigido a restituir en el papel los números que a su interés en desarrollar este grupo de yacimientos.

Resulta paradójico que en épocas de decremento de las reservas probadas se pretenda elevar la producción a niveles récord de 4000 millones de barriles para 2006. Esto puede ocasionar que PEMEX se acerque peligrosamente a agotar reservas probadas. Incluso si se descubriera hoy un megayacimiento como Cantarell, el desarrollarlo llevaría cinco años. Es decir, no empezaría a producir sino hasta 2009. para entonces se habrían extraído de los yacimientos que actualmente operan unos 6,570 millones de barriles, cerca de la mitad de las reservas probadas actuales.

Estos niveles de producción de los yacimientos mexicanos son mayores a los recomendados. Si un yacimiento se sobreexplota, aún usando técnicas de reinyección de gas, nitrógeno o agua, se reduce su rendimiento total con respecto a una explotación más racional durante un mayor número de años.

La aportación de Cantarell a la producción nacional ha caido del 62 por ciento del total de crudo que producía el país en 2003 a cerca del 55%. El siguiente cuadro muestra la producción de Cantarell a la fecha:

AÑO PRODUCCIÓN (mbd)* VARIACIÓN (mbd)

1979 52

1980 612 560

1981 887 275

1982 1041 154

1983 930 -110

1984 979 49

1985 936 -43

1986 845 -91

1987 974 129

1988 980 6

1989 974 -6

1990 1011 38

1991 1079 68

1992 1070 -9

1993 1045 -25

1994 1020 -25

1995 961 -59

1996 1074 113

1997 1208 133

1998 1312 105

1999 1228 -84

2000 1438 210

2001 1699 234

2002 1879 179

2003 1737 -114

2004 2054 317

2005 2079 25

2006 1974 -105

Fuente: BDI.PEP.

*miles de barriles diarios

Como se puede apreciar, la producción de este yacimiento ha empezado a decaer y según los expertos a una tasa más rápida que la esperada

Ante la falta de nuevas reservas, la estrategia de PEMEX Exploración y Producción (PEP) para 2004 consiste en reactivar y explotar al máximo los yacimientos existentes tanto marítimos como terrestres, el desarrollo del complejo marino Ku-Maloop-Zaap, la explotación del complejo Zil, 2000 metros por debajo de Cantarell y la explotación de Chincontepec, junto con muchos otros proyectos de menor tamaño.

Para poder cumplir con las

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