Por: Alfredo E. Guzmán

El volumen original de aceite y gas descubiertos en México (original oil and gas in place; OOIP/OGIP) es muy grande. Aun sin contar el potencial de aguas profundas y de plays no convencionales, se han encontrado 242.3 miles de millones de barriles (mmmb) de aceite y 257.9 trillones de pies cúbicos (tcf) de gas natural. De esos totales, solamente se ha producido un sexto del crudo y un tercio del gas (figura 1) a partir de las cuencas del Sureste y Tampico – Misantla. El aceite aportado por Veracruz, Burgos, Sabinas, el Golfo de México profundo y los no convencionales (shale), ha sido mínimo.

Figura 1: Volumen original, producción acumulada, reservas 3P y recursos por cuenca

Esta gran cantidad de recursos no se ha traducido ni en reservas ni en producción. Dicho de otra forma, México no ha tenido un problema de recursos (geológicos), sino de inversión oportuna y sostenida en exploración y producción.

La exploración en México está sumamente rezagada. Desde 1938, se han perforado solamente alrededor de 5 mil 200 pozos exploratorios. De estos, 80 por ciento se hicieron sin contar con sísmica tridimensional; tecnología moderna de perforación; fueron pobremente muestreados; se usaron herramientas de registro obsoletas y de mala calidad; se les hicieron pruebas insuficientes y/o deficientes dando resultados no concluyentes. Una gran mayoría fueron perforaciones de extensión o cercanas a campos existentes y, por lo mismo, de bajo riesgo y poco valor exploratorio (Gráfica 4).

La caída en la producción petrolera, después que Cantarell alcanzó su pico en 2004 (como se ilustra en la Gráfica 1), dejó muy claro que la extracción de petróleo ya no se podía mantener con una sola empresa y que era indispensable ejecutar una reforma que permitiera participar al sector privado en la exploración y extracción del petróleo. Pero incluso hoy, ya bajo el nuevo modelo energético mexicano, las herramientas de la reforma no se han aprovechado al máximo. En específico, la caída en la producción total de aceite se hubiera aminorado si en los planes inmediatos de la reforma se hubiera incluido un plan robusto de exploración en tierra que estaría aportando producción incremental desde 2015.

Gráfica 1. Producción diaria de crudo en México
(mmb/diarios)

En la reforma, el gobierno reservó a Pemex gran parte de la cuenca del Sureste, con excepción de algunos bloques en el Sur de Veracruz y el frente de la Sierra de Chiapas pero inexplicablemente la cuenca de Tampico-Misantla no se ha incluido para explorarse.

De todas las licitaciones a la fecha, en las que se contemplan bloques en Tampico- Misantla, solo el bloque TM-01 de la Ronda 2.3 tiene componente exploratorio. El nuevo Plan Quinquenal contempla licitar solamente 12 bloques a los que se les asigna un volumen prospectivo convencional de 6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) y un volumen remanente de 67 mmbpce (Pag. 21, resumen ejecutivo del nuevo Plan Quinquenal y Figura 1).

Figura 1

Como tal, el Plan Quinquenal deja sin posibilidades a una cuenca que, de darle importancia, por si sola podría compensar la caída de la producción de México.

En Tampico-Misantla, se han encontrado 91 mmmb de aceite y 81 tcf de gas (hasta 2016 eran 114 mmmb y 98 tcf. La razón de esta modificación se desconoce), y tiene recursos convencionales por 2.4 mmmbpce y no convencionales de 34.8 mmmbpce. Sin embargo, en 113 años se han producido solamente 5.82 mmmb de aceite y 8.26 tcf de gas que son el 6.4 y 10 por ciento, respectivamente, del aceite y del gas encontrados.

Aún con los volúmenes originales revisados a la baja, quedarían en el subsuelo 85.2 mmmb de petróleo y 72.7 tcf de gas, sin contar los 37.2 mmmbpce en recursos exploratorios.

La baja recuperación se debe a que, a partir de que Pemex descubrió los grandes yacimientos del Mesozoico del Sureste en tierra y mar —donde están Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y otros yacimientos en aguas someras— el grueso de la inversión, de la perforación y de los recursos humanos calificados migró hacia esa región. El crecimiento de las reservas entre 1975 y 1981 de 6.3 mmbpce a más de 72 mmbpce, hizo que la exploración se considerara innecesaria y se redujera a su mínima expresión. Esto se reflejó inmediatamente en la incorporación de reservas y, a pesar de que cuando empezó a declinar la producción en 2004 se incrementó la inversión, el rezago era tal que no se ha reflejado ni en la reservas ni en la producción, como se refleja en la Gráfica 2.

Gráfica 2: Evolución de las reservas 3P
(mmmbpce)

La reducción en la inversión afectó a la exploración en todas las regiones, como se ilustra en la Gráfica 3. Pero el impacto fue más crítico en la cuenca de Tampico-Misantla porque la poca exploración que se hizo después de los años 80 se concentró en el Sureste, sobretodo costa afuera. Además, la estrategia de inversión en la Región Norte (de la que Tampico-Misantla forma parte), se enfocó en actividades de desarrollo y mantenimiento de la producción del gas no asociado, privilegiando las cuencas de Burgos, Sabinas y Veracruz. Como la producción de aceite en Tampico-Misantla era menos del 95 por ciento del total del país, se tomó la decisión de invertir todo en el Sureste abandonándose su exploración desde los años 80.

Gráfica 3: Perforación, inversión y reservas 3P

Gráfica 4: Pozos exploratorios perforados por año

La historia, si terminara ahora, sería una de potencial desaprovechado o ignorado. Pero hay potencial para re-encausar la estrategia y re-priorizar. Como parte de este esfuerzo, será una lástima si no se hacen planes para explorar y desarrollar la cuenca Tampico-Misantla. Hay una serie de factores para sustentarlo:

• Cuenta con más de 100 mmbpce remanentes y reservas (3P) por 7 mmbpce.

   

• Esta subexplorada con recursos potenciales de más de 37.2 mmbpce en yacimientos convencionales y en no convencionales.

   

• Recientemente, IHS Markit la consideró una de 24 súper cuencas a nivel global. Esto significa que tiene al menos 5 mmbpce de reservas remanentes convencionales y que ha producido al menos 5 mmbpce a partir de yacimientos y rocas generadoras múltiples, con diversos plays en numerosos horizontes geológicos, con infraestructura de producción, acceso a mercados y un sector de servicios con de cadenas de suministro establecidas.

   

• La exploración de campos maduros en tierra daría mucha producción a corto plazo (como fue en el Oeste de Texas, Mar del Norte, etc).

   

• El Norte de Veracruz y el Sur de Tamaulipas tienen más de 100 años conviviendo con la industria petrolera y se cuenta con estudios de impacto social y ambiental.

   

• Se le debe dar prioridad a los yacimientos convencionales, una vez logrado esto, es más fácil y económico desarrollar los no convencionales.

   

• La inseguridad en la región, que empezó cuando Pemex canceló sus inversiones en proyectos de exploración, desarrollo y extracción, se reduciría en forma importante.

   

• Es más fácil, requiere menos tiempo y es más barato explorar y desarrollar proyectos en tierra donde ya hay producción e instalaciones.

   

• Los Contratos de Integrales de Exploración y Producción, que fueron asignados por Pemex antes de la reforma energética en esta cuenca, necesitan migrar y funcionar como contratos de exploración y producción (producción/utilidad compartida o De Licencia), ya que cubren áreas extensas con enorme potencial donde ya se debería de estar explorando y produciendo aceite incremental.

   

Puesto de otra forma, la exploración y desarrollo de nuevos campos y extensión de los existentes en la cuenca Tampico-Misantla permitirían ver y obtener beneficios de la Reforma Energética en un plazo inmediato.

Alfredo E. Guzmán
alfredoeguzman@gmail.com
Trabajó en Pemex durante 35 años. Ocupó, entre otros cargos, los de Subdirector de Exploración y Subdirector de la Región Norte. También fungió como Comisionado en la CNH. Los últimos 10 años ha continuado laborando en el sector privado.