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Distribución de las reservas de hidrocarburos<br />
areales del campo. Asimismo, la contribución de 17.3<br />
millones de barriles de aceite se deben a la actualización<br />
de volúmenes y reservas originales por reinterpretación<br />
sísmica, así <strong>com</strong>o por los resultados de la<br />
perforación de los pozos de desarrollo May-2, 108 y<br />
113, los cuales atravesaron tanto la formación Cretácico<br />
<strong>com</strong>o Jurásico Superior Kimmeridgiano, reclasificando<br />
reserva probada no desarrollada a probada<br />
desarrollada. En el campo Yaxché, <strong>com</strong>o consecuencia<br />
de la reclasificación de reservas probables a probadas<br />
desarrolladas, se presentó un incremento que<br />
asciende a 14.6 millones de barriles de aceite. Por desarrollo<br />
de campos, la perforación del Kab-121 condujo<br />
a incrementar las reservas del campo por reprocesamiento<br />
e interpretación de la información sísmica y<br />
reclasificando reserva probable a probada desarrollada,<br />
siendo dicho incremento de 8.6 millones de barriles<br />
de aceite. Finalmente el campo Och, debido a que<br />
la declinación observada en la historia de producción<br />
de los pozos de este campo ha sido menor a la pronosticada<br />
por lo que se estima una mayor recuperación<br />
de hidrocarburos, su reserva incrementa en 3.2<br />
millones de barriles. En lo concerniente a la categoría<br />
de reserva probada no desarrollada, cuya variación negativa<br />
es 16.6 millones de barriles, la dismunución se<br />
debe al campo Sinán, por 18.6 millones de barriles de<br />
aceite, por los resultados de desarrollo. Adicionalmente,<br />
existieron pequeños incrementos por 2.0 millones, que<br />
no pudieron contrarrestar, la disminución mencionada<br />
en términos de reserva probada no desarrollada.<br />
Al 1 de enero de 2007, las reservas probadas de aceite<br />
de la Región Marina Suroeste ascienden a 1,038.0<br />
millones de barriles de crudo, donde 571.8 millones,<br />
o 55.1 por ciento se ubican en el Activo Integral<br />
Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 466.2 millones de<br />
barriles de aceite, que representan 44.9 por ciento se<br />
localizan en el Activo Integral Litoral de Tabasco.<br />
Con respecto a la reserva probada de gas natural, la<br />
región registra un incremento neto de 710.3 miles de<br />
millones de pies cúbicos con respecto al 1 de enero<br />
de 2006. Esta adición de reservas está <strong>com</strong>puesta por<br />
un aumento en reservas probadas desarrolladas de<br />
452.5 miles de millones de pies cúbicos de gas natural<br />
y de 257.8 miles de millones de pies cúbicos para la<br />
reserva no desarrollada. El Activo Integral Abkatún-<br />
Pol-Chuc registra un incremento en la reserva probada<br />
de 240.8 miles de millones de pies cúbicos de gas<br />
natural. Esta variación está explicada por 203.9 miles<br />
de millones de pies cúbicos en reserva probada desarrollada,<br />
cuantificando 171.9 miles de millones de pies<br />
cúbicos de gas natural por desarrollo en el campo<br />
Ixtal. Por otra parte, el campo Caan incrementó sus<br />
reservas probadas desarrolladas en 28.0 miles de millones<br />
de pies cúbicos, por revisión, <strong>com</strong>o resultado<br />
de la actualización de su modelo de caracterización<br />
estática y dinámica, declinación de la producción<br />
menor a la pronosticada y reparación mayor de los<br />
pozos Caan-31 y 96. Los restantes 4.0 miles de millones<br />
de pies cúbicos se sitúan en otros campos.<br />
En lo referente a la categoría probada no desarrollada<br />
de gas en el activo, esta contribuye con un aumento<br />
de 36.9 miles de millones de pies cúbicos gas natural.<br />
Este incremento es explicado básicamente por las incorporaciones<br />
exploratorias en Homol a nivel Jurásico,<br />
con 50.8 miles de millones de pies cúbicos de gas<br />
natural, y 32.4 miles de millones de pies cúbicos en el<br />
campo Onel. Por otra parte, en Wayil se presentó un<br />
decremento por 34.0 miles de millones de pies cúbicos<br />
de gas natural, <strong>com</strong>o resultado de un nuevo modelo<br />
regional entre las estructuras Homol y Wayil a<br />
nivel Jurásico por la perforación del pozo Homol-101,<br />
y en Ixtal, <strong>com</strong>o consecuencia reclasificación de reservas,<br />
también existe una disminución por 10.7 miles<br />
de millones de pies cúbicos de gas natural.<br />
En el Activo Integral Litoral de Tabasco se registró un<br />
incremento de 469.6 miles de millones de pies cúbicos<br />
de gas natural en reservas probadas, donde las<br />
reservas probadas desarrolladas explican una variación<br />
positiva de 248.6 miles de millones. Adicionalmente,<br />
se registró un incremento de 220.9 miles<br />
de millones de pies cúbicos en la categoría de reservas<br />
probadas no desarrolladas. Los incrementos re-<br />
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