Caída y perspectivas de la producción petrolera en México

La producción petrolera mexicana sigue declinando, pero parece que el Departamento de Energía nunca se dio cuenta de que iba a suceder.

Roger Blanchard*

En los primeros años de la década 2000-2009, parecía obvio, por lo menos para mí, que la producción de Cantarell ?y la de México? comenzaría a declinar alrededor de 2006. Al parecer, esto no fue tan evidente para el Departamento de Energía/Energy Information Administration (US DOE/EIA). En su Perspectiva Energética Internacional de 2003, DOE/EIA afirmó:

“Se prevé que México adoptará políticas energéticas que alentarán el desarrollo eficiente de su base de recursos. Los volúmenes de producción esperadas superarán los 4.2 millones de barriles por día para fines de la década y permanecerán cerca de ese nivel hasta 2025”.

A través de los años, he sido un crítico de las estimaciones totalmente erróneas que hace DOE/EIA sobre la producción petrolera futura en distintos países. Me ha parecido que sus proyecciones se han basado en buenos deseos y en proyecciones de la demanda, pero no en el análisis de los datos. En mi libro, The Future of Global Oil Production (2005), señalé:

“La producción en declive en el complejo Cantarell influirá fuertemente en la producción petrolera futura de México, porque Cantarell re-presenta un porcentaje tan grande (casi 66% en el 2004) de la producción mexicana. Si la producción de Cantarell empieza a declinar en el 2006, es realista esperar que la producción total de México también lo hará. Esta situación será comparable a Alaska cuando el campo de Prudhoe Bay empezó a declinar. El desarrollo de Ku-Maloob-Zaap, y quizás otros campos, limitará la declinación de la producción mexicana, pero no es realista suponer, como lo hace DOE/EIA, que la producción mexicana pueda seguir elevándose cada año hasta el 2010 y permanecer en ese nivel hasta el 2025”.

En mi libro publiqué una gráfica de la producción histórica y proyectada en Cantarell (Figura 1). De hecho, el complejo Cantarell empezó a declinar un año antes (2005) de lo que yo proyectaba en esa gráfica y no alcanzó el pico que yo esperaba.

Jean Laherrere calcula que la recuperación total estimada en Cantarell será del orden de 19 mil millones de barriles, lo cual se correlaciona con datos de Simmons & Co. Int?l. A fines del año 2009, la producción acumulada en Cantarell es de alrededor de 13.3 mil millones de barriles. Puede ser que la estimación de los 19 mil millones de barriles esté inflada, lo cual significa que la declinación media futura podría ser mayor a 4.0% anualmente.

La Tabla I muestra las tasas de producción vs. declinación para Cantarell desde el año 2004 (los datos en las tablas I-IV son de Pemex). Conforme ha ido declinando la producción de Cantarell, la producción total de hidrocarburos líquidos de México ha disminuido también. La Tabla II muestra la producción total de hidrocarburos líquidos desde el 2004.

LA DECLINACION DE KU-MALOOB-ZAAP

La tasa de declinación de la producción total de hidrocarburos ha sido menor a la del complejo Cantarell gracias al rápido incremento de la producción en el complejo Ku-Maloob-Zaap (Tabla III). Este complejo ya se encuentra en su pico de producción máxima proyectado. Con base en mis datos, se habrá extraído 2.9 mil millones de barriles de KMZ para fines del 2009 (Ku brindó producción durante muchos años antes de la expansión reciente). He visto publicado un valor de la recuperación total estimada para KMZ que la fija en 4.9 mil millones de barriles, pero no sé qué tan precisa pueda ser.

Un representante de Pemex ha afirmado que KMZ puede mantener su ritmo de producción de 2009 durante los próximos 7 años, pero eso significaría que la recuperación total estimada en el 2016 sería de 4.96 mil millones de barriles. Los funcionarios de Pemex tienen una clara tendencia a exagerar las tasas de producción, por lo cual soy escéptico frente a esa afirmación. Si valor de la recuperación total estimada de 4.9 mil millones de barriles es correcto, entonces KMZ tendría que declinar a una tasa anual de alrededor de 13% al año después del 2009. Será interesante ver qué sucede.

En 2006, Vicente Fox anunció que Pemex invertiría 37.5 mil millones de dólares a lo largo de 20 años en la cuenca de Chicontepec con la expectativa de que la producción en esa cuenca aumentaría a más de 1 millón de barriles por día. El problema es que Chicontepec tiene una geología compleja que no se presta a la extracción fácil de petróleo. Durante el verano del 2009, la producción en Chicontepec fue de alrededor de 30 mil barriles diarios, apenas un poco más que en 2008. Se proyectaba que la producción llegaría a 60,000 b/d a fines de 2009, pero, al parecer, eso no sucedió.

Gastar dinero en la exploración petrolera no asegura que se pueda hallar grandes cantidades de petróleo, como lo demostró la experiencia estadounidense a fines de los años 1970 y principios de los 1980. Algunos analistas argumentan que casi el 90% del Golfo de México (GM) no ha sido explorado y que, con la exploración, se descubrirían grandes cantidades de petróleo.

Geológicamente, el GM mexicano tiene dos regiones distintas: el GM del norte y el GM del sur. El GM del sur es donde se encuentran Cantarell, KMZ y otros campos prolíficos y donde casi todo el petróleo en el GM mexicano ha sido descubierto. Esa región ha sido explorada suficientemente para que todos, o casi todos, los yacimientos principales hayan sido descubiertos y, por lo tanto, preveo que no habrá muchos nuevos yacimientos más por descubrir en esa región. Los reservorios en el GM del sur son de estructuras de cordilleras de rocas carbonatadas.

En el GM del norte, la roca que posiblemente podría contener reservorios son las areniscas. Esa roca arenisca no es tan gruesa y uniforme como lo es más al norte, en el GM estadounidense, y la calidad de la roca no se considera buena. Algunos expertos creen que es improbable que haya buenos reservorios en esa región y que son pobres las perspectivas de obtener descubrimientos significativos. Hasta la fecha, no ha habido éxitos exploratorios relevantes en la región.

Conforme la producción petrolera de México ha ido declinando, también lo han hecho sus exportaciones totales de hidrocarburos, como se observa en la Tabla IV. Parece probable que las exportaciones petroleras mexicanas sigan cayendo hasta llegar a cero en los próximos 10 años, lo cual tendrá implicaciones para Estados Unidos, que es la nación que importa la mayor parte del petróleo exportado por México.

Colin Campbell ha estimado la recuperación total estimada de petróleo en México en 55 mil millones de barriles. Basado en ese valor y en una producción acumulada de 38.3 mil millones a finales del año 2009, esto hace suponer que la tasa media de declinación de la producción futura de petróleo en México será del orden de 5% anualmente.

* Profesor de química de la Universidad Estatal de Lake Superior y autor del libro “The Future of Global Oil Production: Facts, Figures, Trends and Projections by Region” (McFarland & Company, 2005). También cultiva árboles frutales y heno en terrenos cercanos a Sault Ste. Marie, Michigan, Estados Unidos. Artículo aportado por la Association for the Study of Peak Oil (ASPO). Tablas actualizadas por Energía a Debate.