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Distribución de las reservas de hidrocarburos
Por lo que respecta al volumen original probado de
gas natural al 1 de enero de 2007, éste reporta un
incremento de 2,129.0 miles de millones de pies cúbicos
de gas con referencia al año anterior. Este incremento
es atribuible a la incorporación exploratoria por
246.9 miles de millones de pies cúbicos y al desarrollo
de campos, que originó una reclasificación de volúmenes
no probados a probados, por 1,888.2 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, donde el Activo
Integral Burgos adicionó 876.1 miles de millones
de pies cúbicos, mientras Poza Rica-Altamira y Veracruz
adicionaron 913.8 y 92.2 miles de millones de
pies cúbicos de volumen original de gas natural, respectivamente.
En cuanto al volumen original de aceite probable, reportado
al 1 de enero de 2007, éste se redujo en 1,629.4
millones de barriles, con respecto al año anterior. Reducción
que se justifica casi en su totalidad por la
reclasificación de volúmenes de aceite de la categoría
probable a probada y posible, originada por desarrollo
de campo, y que asciende a 1,500.8 millones de
barriles en los campos Agua Fría, Coapechaca y Tajín
del Paleocanal de Chicontepec.
Al 1 de enero de 2007 el volumen original probable de
gas, presenta una reducción de 678.0 miles de millones
de pies cúbicos, con respecto al año anterior, situándose
en 33,622.8 miles de millones de pies cúbicos.
Gran parte de la reducción, es originada por la
reclasificación de volumen probable a probado y posible,
así como por la actividad de desarrollo de campos,
principalmente en Agua Fría, Coapechaca, Tajín,
Reynosa y Monterrey. Aunque la actividad exploratoria
adicionó 139.9 no fue suficiente para contrarrestar esta
reducción.
El volumen original posible de aceite al 1 de enero de
2007 muestra un incremento de 821.9 millones de
barriles con respecto al volumen original reportado el
año anterior, variación que se justifica por los incrementos
registrados en campos del Activo Integral Poza
Rica-Altamira con 597.5 millones de barriles debido a
la reclasificación de reservas probables a posibles. Los
campos que concentran los incrementos de volumen
original posible de aceite son Agua Fría, Coapechaca,
Tajín y Arenque. Es conveniente mencionar que los
campos Lobina y Bagre, presentaron reducciones en
su volumen original. En el concepto de adiciones
exploratorias, el pozo Mocarroca-1, fue el único que
adicionó volumen original en esta categoría.
Al 1 de enero de 2007, el volumen original de gas en
la categoría posible presenta una reducción mínima
por 54.8 miles de millones de pies cúbicos, variación
asociada al desarrollo de campos principalmente en
Monterrey, Cañón y Cuitláhuac, donde se reclasificaron
volúmenes originales posibles a probados y probables.
También se tuvieron decrementos en Lobina
por el pozo 17 que resultó improductivo, por la reducción
del número de arenas en la parte Norte de
Lankahuasa y por el cambio de relación solubilidad
inicial en Remolino. Estos decrementos fueron contrarrestados
por la actividad exploratoria que adicionó
546.5 miles de millones de pies cúbicos de volumen
original de gas, destacando las incorporaciones
de los pozos Mareógrafo-1, Fresnel-1, Arcabuz-560 y
General-8.
5.3.2 Evolución de las reservas
La reserva probada o 1P de aceite al 1 de enero de
2007 se cuantificó en 888.9 millones de barriles, mientras
que las reservas 2P y 3P presentan valores de
6,988.6 y 12,769.4 millones de barriles. Con respecto
a las reservas de gas natural, la probada o 1P presenta
un valor de 4,856.4 miles de millones de pies
cúbicos, y las reservas 2P y 3P se estimaron en
20,730.6 y 38,910.0 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. La evolución histórica de las
reservas de aceite y gas natural en los últimos tres
años se presenta en las figuras 5.19 y 5.20, tanto para
la categoría probada, probable y posible. Asimismo,
los cuadros 5.12 y 5.13, indican a nivel activo la composición
de las reservas 2P y 3P, clasificadas de acuer-
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