Un panorama más allá de los pozos cerrados

PEMEX y la reactivación de pozos cerrados: Una propuesta para incrementar la producción nacional de petróleo crudo

El pasado 6 de mayo, Petróleos Mexicanos (PEMEX) presentó una propuesta orientada a la reactivación de varios pozos cerrados distribuidos en diversas regiones del país con actividad petrolera. El objetivo principal de esta iniciativa es aumentar la producción de petróleo crudo nacional en 13,000 barriles diarios, mediante la reactivación de 400 pozos. Esta operación se llevaría a cabo con el apoyo y la participación de empresas privadas a través de licitaciones públicas en campos terrestres.

El modelo de negocio planteado establece que las empresas privadas asumirán la inversión necesaria para la ingeniería, operación y mantenimiento de los pozos reactivados. Una vez que la producción comience, estas empresas recibirán una remuneración basada en el flujo de efectivo generado. Es decir, las empresas privadas solo recibirán pagos en caso de que los pozos reactivados logren producir petróleo crudo, y en algunos casos, gas natural.

Antecedentes y contexto actual

Para comprender el alcance de esta propuesta, es fundamental considerar algunos antecedentes y datos clave sobre la situación actual de la industria petrolera en México. Según información proporcionada por la Secretaría de Energía (SENER, 2025), en el país existen actualmente 34,283 pozos perforados, distribuidos principalmente en las regiones terrestres y marinas cercanas al Golfo de México. De acuerdo al último informe de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (2025), un total de 6,546 están en operación, de los cuales 3,873 están destinados a la extracción de petróleo crudo, mientras que 2,673 son de gas no asociado y condensados.

Uno de los principales desafíos que enfrenta la industria es el constante declive en la producción de petróleo crudo, que ha sido evidente en la última década. En 2015, la producción nacional de petróleo alcanzaba los 2,266,000 barriles diarios (ver Gráfica 1). Desde entonces, este volumen ha disminuido en promedio un 4.5% anual, con un leve descenso durante los años de la pandemia de COVID-19, lo que ha acentuado la caída en la producción.

Este declive se ha visto acentuado por diversos factores, entre los que destacan la baja inversión en exploración y extracción de nuevos pozos, la falta de infraestructura adecuada para optimizar la producción, y los efectos de la pandemia de COVID-19, que afectaron tanto la demanda como las operaciones en el sector energético. La disminución de la producción también ha estado relacionado a la declinación de los principales yacimientos petroleros de México, ya que la mayoría de ellos son campos maduros entre ellos destacan Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.

Gráfica 1. Producción promedio de hidrocarburos líquidos 2015-2025*

Fuente: SENER, 2025. *: Producción solamente del mes de enero del presente año.

La producción de condensados: un alivio parcial

A pesar de los desafíos, la producción de condensados ha compensado en parte la caída de la producción total de hidrocarburos líquidos en México. Desde su incorporación en 2016, con 6,800 barriles diarios, la producción de condensados ha aumentado, alcanzando un pico de 282,000 barriles diarios en 2023. Sin embargo, esto no ha sido suficiente para revertir la tendencia de declive en la producción de petróleo crudo. En 2024, la producción de condensados fue de 267,100 barriles diarios, mientras que de petróleo crudo cerró en 1,553,400 barriles diarios, lo que representa una disminución promedio de 713,000 barriles diarios en los últimos nueve años, destacando la necesidad urgente de reactivar y optimizar los pozos existentes.

¿Qué espera PEMEX con esta propuesta?

La propuesta presentada por PEMEX busca revertir parte de esta caída en la producción mediante la reactivación de pozos cerrados, apostando a la colaboración con operadores privados. Este enfoque pretende no solo incrementar la producción, sino también optimizar recursos y aprovechar la infraestructura ya existente en el país. Además, permitirá una distribución más eficiente de los recursos y una mejor gestión de los pozos que aún conservan potencial de extracción por medio de acciones operativas para la reactivación de pozos, así como la implementación de nuevas tecnologías.

Con el apoyo de empresas privadas y un modelo de negocio basado en la inversión compartida y la remuneración según resultados, PEMEX espera lograr una reactivación sostenible de los campos más productivos, lo que contribuiría al fortalecimiento de la industria petrolera mexicana y a la seguridad energética del país.

Interpretación de las cifras de producción de petróleo crudo de PEMEX (2024-2025)

Los datos de producción de petróleo crudo de PEMEX durante 2024 y lo que va de 2025 (ver Gráfica 2) muestran una serie de altibajos que reflejan cómo puede variar la producción en función de diferentes factores. Durante los primeros meses de 2024, la producción de petróleo de PEMEX disminuyó en un 1% mensual.

Aunque al final de 2024 la producción cerró con una reducción de aproximadamente un 12.5% respecto al inicio del año, la situación no es alarmante si se considera que la industria petrolera en general, y PEMEX en particular, está constantemente adaptándose a los cambios del mercado. Es común que las cifras de producción fluctúen debido a factores externos, como los precios internacionales del petróleo o las políticas energéticas globales.

En lo que va de 2025, la producción de PEMEX ha mostrado leves variaciones, pero con una tendencia más estable. Por ejemplo, en los primeros meses, la producción se mantuvo relativamente constante, con pequeños incrementos y disminuciones. Este comportamiento podría ser señal de una recuperación parcial, ayudada por una mejor demanda en los mercados internacionales o por la mejora en los procesos de extracción.

Gráfica 2. Producción de petróleo crudo de enero 2024 a mayo de 2025

Fuente: PEMEX, 2025.

Aunque la producción de PEMEX ha disminuido en algunos momentos, la tendencia general parece ser de estabilización, lo que podría sugerir que la empresa está respondiendo de manera efectiva a los cambios del entorno global. A futuro, es clave seguir de cerca estos números, ya que cualquier cambio importante en la producción de PEMEX puede tener un impacto tanto en la economía nacional como en el precio del petróleo a nivel mundial.

Campos más importantes y con mayor producción del país

Actualmente, en México hay 383 campos petroleros, pero solo 148 están en producción de hidrocarburos, lo que representa el 38.6% del total. De estos, 17 destacan por tener una producción mensual promedio superior a los 20,000 barriles diarios de petróleo crudo (ver. Mapa 1). Entre ellos se encuentran campos como Maloob, Zaap, Quesqui, Ayatsil, Ixachi y otros más. En conjunto, estos 17 campos aportan cerca de 898,000 barriles diarios, lo que equivale al 65.7% de toda la producción nacional. El campo más importante es Maloob, ubicado a unos 112 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche. Solo en enero produjo 302,000 barriles diarios. Le sigue el campo Zaap, al sur del anterior, con 128,000 barriles diarios en el mismo mes, una diferencia de 174,000 barriles frente a Maloob.

Mapa 1.Ubicación de los campos más importantes en el país con su producción de enero de 2025 y su volumen de extracción de enero 2024 a enero de 2025

Fuente: SENER, 2025.

En cuanto a la producción de condensados, destacan los campos Quesqui e Ixachi. Quesqui está cerca de la ciudad de Huimanguillo, en Tabasco, e Ixachi se ubica al noreste de Tierra Blanca, Veracruz. Juntos han producido un promedio de 219,000 barriles diarios desde 2024 hasta lo que va de 2025, siendo Quesqui responsable del 69% de ese volumen.

En los últimos 13 meses, algunos campos han mostrado ligeras caídas. Maloob bajó un 0.6% mensual en promedio, Zaap un 2.7%, y Ayatsil ha tenido variaciones menores, con una disminución de 0.7%. Quesqui también ha bajado, pasando de 178,000 a 125,000 barriles diarios (una reducción del 2.9%). Por el contrario, Ixachi aumentó su producción de 48 000 a 79 000 barriles diarios, con un crecimiento mensual promedio del 4.2%.

Otros campos como Cheek, Amoca, Mulach y Madrefil también han tenido un comportamiento positivo en este periodo, aunque el promedio general entre los campos más importantes refleja una leve baja del 0.2%. La producción de hidrocarburos en México se concentra en un número reducido de campos, siendo Maloob y Zaap los más destacados en petróleo crudo, y Quesqui e Ixachi en condensados.

Aunque algunos campos clave han mostrado leves disminuciones en su producción, otros como Ixachi presentan crecimientos importantes, lo que indica un panorama mixto pero esencialmente con el reto de seguir frenando el declive de producción de petróleo crudo, principalmente en estos campos maduros.

¿Cuál es la situación de producción de petróleo crudo y de condensados en las regiones donde se contempla la reactivación de pozos cerrados?

Las regiones de interés se encuentran entre los límites del estado de Tabasco y el centro-sur de Veracruz, ubicándose dos de las principales áreas petroleras del país: las Cuencas del Sureste, que contiene 6 activos de PEMEX y la Cuenca Tampico-Misantla, con otros 2 activos (ver Mapa 2). Las Cuencas del Sureste es la zona donde se lleva a cabo la mayor parte de la exploración y extracción de petróleo en México, mientras que la Cuenca Tampico-Misantla tiene un importante historial de producción de hidrocarburos, destacando campos como Chicontepec.

Cuencas del Sureste son responsables de aproximadamente el 96% de la producción total de petróleo crudo en México, mientras que la Cuenca Tampico-Misantla aporta cerca del 2.9%. Por ejemplo, en enero del año pasado, la producción de hidrocarburos líquidos en la Cuenca del Sureste fue de 1,765,000 barriles diarios (ver Mapa 2, Gráfica a). Sin embargo, esta cifra mostró una ligera caída mensual de un 0.9% en la producción de petróleo crudo y una disminución del 2.4% en los condensados.

En cuanto a la Cuenca Tampico-Misantla, la producción fue de 51,200 barriles diarios (ver Mapa 2, Gráfica b). A partir de ese mes, la producción empezó a disminuir cada mes, alcanzando su punto más bajo en diciembre con 38,600 barriles diarios. Sin embargo, a principios de este año, la producción se incrementó ligeramente en 3,600 barriles diarios. Al igual que en las Cuencas del Sureste, la Cuenca Tampico-Misantla también muestra una tendencia a la baja en su producción de petróleo crudo.

Mapa 2. Mapa de Activos de PEMEX y Provincias Petroleras; Gráficas de Producción de Petróleo Crudo y Condensados en Cuencas del Sureste y la Cuenca de Tampico – Misantla

Fuente: PEMEX, 2025 y SENER, 2025.

Pozos cerrados en Cuencas del Sureste

Como se mencionó antes, la Cuenca del Sureste es la provincia petrolera con la mayor actividad de exploración y producción en el país. Esto ha llevado a una intensa perforación de pozos, tanto marinos como terrestres, en distintas áreas de la provincia. Según la SENER (2025), en total hay 11,533 pozos perforados (marinos y terrestres).

De estos pozos, el 82.2% son terrestres, lo que equivale a 9,488 pozos. Estos se clasifican en 11 categorías según su estado actual (ver Gráfica 3). Las cuatro categorías más comunes son las siguientes:

1. Pozos inactivos: Constituyen la mayor parte de los pozos terrestres, con un 43.4% del total.
2. Pozos cerrados: Con un 35.3%, esta categoría es la segunda más común.
3. Pozos productores: Representan el 10.7% de los pozos terrestres.
4. Pozos con taponamiento permanente: Corresponden al 9% de los pozos.

El resto de las categorías, como los pozos de inyección para recuperación secundaria o mejorada, representan menos del 1% de los pozos, pero son igualmente relevantes para el proceso de producción.

Gráfica 3. Pozos terrestres en Cuencas del Sureste y su estado actual

Fuente: SENER 2025.

Los pozos cerrados no están distribuidos de manera uniforme en las distintas áreas con recursos dentro de las Cuencas del Sureste. La mayoría se concentran en la zona fronteriza de los estados de Tabasco y Veracruz. El campo con mayor cantidad de pozos cerrados es Magallanes Tucán Pajonal (ver Mapa 3), con 476 pozos. Estos se distribuyen principalmente en la parte central del campo. Aunque la cifra en este campo es alta, los campos cercanos, como Ogarrio (que está en Farmout con Wintershall Dea) y Cinco Presidentes, también tienen una cantidad significativa de pozos cerrados: Ogarrio cuenta con 54 pozos y Cinco Presidentes con 72, lo que da un total de 602 pozos cerrados entre estos tres campos.

Mapa 3. Mapa de calor donde se concentran la mayor cantidad de pozos cerrados terrestres en la cuenca petrolera Cuencas del Sureste

Fuente: SENER 2025.

En Veracruz, hay dos áreas con recursos que destacan por su concentración de pozos cerrados. La primera es Tonalá, con 143 pozos, y al sur de esta se encuentra El Burro, que tiene 66 pozos. Ambas áreas están bastante cerca una de la otra. La segunda área es La Venta, que tiene 209 pozos cerrados, concentrados principalmente en el norte, aunque también hay una cantidad considerable al sur. Más al sur, se encuentra El Plan, con 324 pozos cerrados, distribuidos principalmente en su zona centro-norte.

Otras áreas con un número considerable de pozos cerrados se encuentran en el estado de Veracruz. Estas áreas son Moloacán, Ixhuatlán y Cuichapa-Poniente. Moloacán cuenta con 110 pozos, concentrados en la dirección noreste del área, una zona geoespacialmente significativa debido a su cercanía con otros recursos. Ixhuatlán tiene otros 20 pozos, principalmente en la parte central, lo que sugiere una distribución más homogénea en comparación con otras áreas cercanas. Por su parte, Cuichapa-Poniente tiene 43 pozos, ubicados especialmente en la zona noroeste, lo que refleja una concentración estratégica en una ubicación de alto valor.

El resto de los campos y áreas con recursos también contienen pozos cerrados (zonas marcadas en amarillo en el mapa). Sin embargo, la distancia entre un pozo y otro es considerablemente grande en muchas de estas zonas. Esto significa que, aunque los pozos están presentes, no existe una concentración suficiente que permita un aprovechamiento óptimo de los recursos en estas áreas de forma inmediata. Por ello, las opciones más viables desde el punto de vista geoespacial se concentran en las zonas señaladas en el mapa, ya que tienen una mejor densidad de pozos y, por lo tanto, un mayor potencial a corto y mediano plazo.

Pozos cerrados en la Cuenca Tampico-Misantla

La cuenca Tampico-Misantla cuenta con 12,090 pozos perforados, de los cuales 11,811 son terrestres, los cuales están divididos en 11 categorías (Ver Gráfica 4):

1. Los pozos inactivos predominan con 49.5% del total en la cuenca.
2. El 27.8% son pozos cerrados.
3. Existen 2,352 pozos que son productores, representando el 19.9% del total de los pozos.
4. El resto de los pozos (320), siendo solamente el 2.7%, predominando los de taponamiento permanente.

Gráfica 4. Pozos terrestres en la cuenca de Tampico-Misantla y su estado actual

Fuente: SENER 2025.

Los pozos están distribuidos entre la parte oriental del Paleocanal de Chicontepec y la parte occidental de la plataforma de Tuxpan (ver Mapa 3). En esta zona se localizan 26 campos y 6 áreas con recursos. Algunos de los campos con mayor número de pozos son: Sur Chinampa Norte de Amatlán, con 28 pozos; Zacamixtle, con 21 pozos; Toteco Cerro Azul, con 79 pozos; Cerro Viejo, con 21 pozos; y Álamo San Isidro, con 36 pozos.

Las áreas con recursos incluyen Jardín, con 20 pozos cerrados, y Paso Real, con 6 pozos. Además, hay otros seis campos al sureste del paleocanal con una alta concentración de pozos cerrados. Estos campos son: Papantla, con 31 pozos; Cerro del Carbón, con 23; Remolino PR, con 55; y Hallazgo, con 51 pozos.

Otra zona con una importante concentración de pozos cerrados se ubica al norte de Veracruz e incluye los campos ÉbanonChapacao (que está en Migración con socio, cuyo operador es DS Servicios Petroleros), Pánuco, Tamaulipas Constituciones, Topila y Cacalilao. Esta cuenca cuenta con un alto potencial de producción de petróleo crudo, especialmente en yacimientos no convencionales. En este caso, una alternativa viable es la implementación del fracturamiento hidráulico (fracking), técnica que puede incrementar de manera significativa el volumen de extracción de petróleo crudo.

Mapa 4. Mapa de calor donde se concentran la mayor cantidad de pozos cerrados terrestres en la cuenca petrolera Tampico-Misantla

Fuente: SENER 2025.

¿Qué seguiría y qué resultados posibles podrían surgir?

Como se mencionó anteriormente, la reactivación de pozos cerrados requiere trabajos de ingeniería, operación y mantenimiento y el principal objetivo será incrementar la productividad de los pozos. Además otra de las posibles estrategias podría ser a mediano plazo si las condiciones técnicas de los yacimientos lo permiten definir posibles métodos de recuperación mejora y/o avanzada.

Estos métodos consisten en estimular la formación rocosa (unidad litológica) a través de pozos inyectores, introduciendo energía o materiales que normalmente no se encuentran en el yacimiento. Esto se hace bajo condiciones específicas que buscan mejorar principalmente la porosidad y la permeabilidad de la roca, lo que facilita el flujo del petróleo hacia los pozos productores, según la forma y características del yacimiento.

En una entrevista publicada en Imagen Radio (2025), Ramsés Pech señaló que, con base en los resultados del primer trimestre derivados del presupuesto de inversión asignado anualmente por la Cámara de Diputados, PEMEX E&P ha utilizado el 55% de dicho presupuesto. Esto significa que queda disponible el 45%. Además, del total de pozos programados para perforación, solo se ha cumplido con el 8% de la meta.

También mencionó que debido a esta situación, PEMEX estaría limitado en las actividades de ciertos campos, lo que comprometería la producción desde el segundo trimestre de 2025 y parte de 2026, ya que no hay recursos adicionales o incrementales, según los precriterios que Hacienda está presentando para 2026.

Ante este panorama, PEMEX tendría dos opciones:

1. Organizarse mediante contratos mixtos, o
2. Apertura de pozos cerrados en colaboración con operadores privados.

Además, menciona que la reapertura de estos pozos cerrados sería solo a corto plazo (no más de dos años), con una producción incremental estimada entre 40 y 70 mil barriles diarios. Esta estrategia permitiría sostener momentáneamente la declinación de la producción, pero para finales de 2026 se espera un nuevo declive natural en estos pozos.

Este tipo de intervención permite recuperar, en el corto plazo, un volumen significativo de petróleo crudo. Por ello, también es necesario invertir en la exploración de nuevos yacimientos que puedan generar pozos productores adicionales y así asegurar la continuidad del suministro. Es importante tener actividades de exploración para nuevos descubrimientos y poder incorporarlos a las reservas de hidrocarburos del país y poder tener una producción rentable sin comprometer la producción más adelante.

“Es necesario invertir en la exploración de nuevos yacimientos que puedan generar pozos productores adicionales y así asegurar la continuidad del suministro”.

En los últimos 9 años, las reservas de petróleo crudo han mostrado una tendencia a la baja (como se ve en la Gráfica 5). En promedio, las reservas 1P han disminuido un 4.4% cada año, las 2P un 3.7% y las 3P un 4.1%. Esta caída ha sido especialmente notable desde 2016, cuando las reservas 1P cayeron un 21%, las 2P un 19.4% y las 3P un 24.7% (SENER, 2025).

Como resultado, la relación entre las reservas y la producción ha ido bajando de manera significativa. Según los datos del 1 de enero de 2024, se estima que las reservas 1P se agotarán en unos 8 años, las 2P en 16 años y las 3P en 23 años (es una referencia, la cual es dinámica durante el transcurso de cada año) (SENER, 2024).

Gráfica 5. Reservas de petróleo crudo 2015 – 2025

Fuente: SENER 2025.

¿Existe otra utilidad en estos pozos cerrados?

La respuesta es: Sí. Varios pozos que no se encuentran en producción de hidrocarburos pueden tener utilidades importantes para el sector energético; la principal es el uso geotérmico. Varios de estos pozos tienen temperaturas superiores a los 100°C (mediana temperatura), como la producción de energía eléctrica en plantas de ciclo binario y la destilación de agua. Para pozos con temperaturas superiores a los 150°C (alta temperatura), sus aplicaciones pueden incluir el uso en plantas de energía de flasheo, vapor seco e incluso la recuperación de minerales, así como en la producción de etanol, biocombustibles e hidrógeno.

La capacidad instalada de energía geotérmica en el país ha tenido muy poco crecimiento. En 2015, era de 898 MW y, hasta el año pasado, llegó a 976 MW, lo que representa un crecimiento de 78 MW en 9 años. Mientras tanto, países como Turquía, Nueva Zelanda y Kenia pasaron de una capacidad instalada inferior a 700 MW en 2012 a superar los 980 MW en 2024 (ThinkGeoEnergy, 2025). Además, una planta geotérmica puede operar durante varias décadas.

Un ejemplo de ello es la planta geotérmica de Larderello, en la Toscana, Italia, construida en 1911 (hace 114 años), que sigue operando actualmente con una capacidad instalada aproximada de 800 MW. Esta planta es operada por Enel Green Power y cubre aproximadamente el 10% de la generación total de energía eléctrica en Italia.

Otro de los usos es la captura y almacenamiento de CO₂ (CCUS, por sus siglas en inglés). Varios campos en diferentes zonas del país que ya no son productores y que tienen pozos cerrados pueden ser utilizados para este tipo de proyectos, ayudando a mitigar los efectos del cambio climático y alcanzar compromisos internacionales ante el cambio climático, como lo son el Acuerdo de París (2015), la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible, así como compromisos nacionales como la Ley General de Cambio Climático (2012).

Con estudios técnico-económicos de los pozos y la litología que podría usarse como almacén, podría implementarse este tipo de tecnología, haciendo rentables los pozos, ya que uno de los costos más grandes de estos proyectos es la perforación de los pozos; a estos solo se requeriría infraestructura para el desarrollo de los proyectos.

En conclusión, la reactivación de pozos ayudará a incrementar la producción de petróleo crudo a corto plazo, por lo que se deberá ampliar a una estrategia que permita integrar nuevos descubrimientos con la ayuda de actividades de exploración, ya sea que PEMEX lo siga realizando o asociándose con contratos mixtos con operadores privados.

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Referencias:

1. Comisión Nacional de Hidrocarburos. (2025). Producción Nacional de Hidrocarburos enero, 2025. p. 1. Disponible en https://hidrocarburos.energia.gob.mx/media/6811/producci%C3%B3n-nacional-de-petr%C3%B3leo-y-gas-natural-enero-2025.pdf

2. Imagen Radio. (2025, 14 de mayo). Pemex dejará que empresas privadas operen pozos petroleros: Entrevista a Ramses Pech [Video]. YouTube. https://www.youtube.com/watch?v=KPECsy176TA

3. Petróleos Mexicanos. (2025). Base de Datos Institucional – Producción de hidrocarburos líquidos por región y tipo. Disponible en https://ebdi.pemex.com/bdi/bdiController.do

4. Petróleos Mexicanos. (2025). Mapa de instalaciones. Disponible en https://www.pemex.com/nuestro-negocio/infraestructura/Paginas/default.aspx

5. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Áreas con Recursos [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

6. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Campos (Reservas 01/01/2024) [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

7. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Estados [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

8. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Licencia [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

9. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Pozos Zona Aguas Profundas [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

10. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Pozos Zona Aguas someras [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

11. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Pozos Zona Burgos [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

12. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Pozos Zona Cuencas del Sureste [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

13. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Pozos Zona Tampico-Misantla [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

14. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Pozos Zona Veracruz [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

15. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Producción Compartida [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

16. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Provincias Geológicas [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

17. Secretaría de Energía. (2025). Mapa de Hidrocarburos – Provincias Petroleras con Recursos Prospectivos [Shapefile]. Secretaría de Energía. Disponible en https://mapa-hidrocarburos.energia.gob.mx/

18. Secretaría de Energía. (2025). Producción – Producción por ubicación – Nacional. Disponible en https://sih-hidrocarburos.energia.gob.mx/

19. Secretaría de Energía. (2025). Producción – Producción por ubicación – Cuencas del Sureste. Disponible en https://sih-hidrocarburos.energia.gob.mx/

20. Secretaría de Energía. (2025). Producción – Producción por ubicación – Tampico-Misantla. Disponible en https://sih-hidrocarburos.energia.gob.mx/

21. Secretaría de Energía. (2024). Reservas de Hidrocarburos – Reservas al 1 de enero de 2024. Disponible en https://hidrocarburos.energia.gob.mx/media/6460/reservashidrocarburos_202401.pdf

22. Secretaría de Energía. (2025). Sistema de Información de Hidrocarburos – Recursos y Reservas. Disponible en https://sih-hidrocarburos.energia.gob.mx/

23. ThinkGeoEnergy. (2025). ThinkGeoEnergy’s Top 10 Geothermal Countries 2024 – Power. Disponible en https://www.thinkgeoenergy.com/thinkgeoenergys-top-10-geothermal-countries-2024-power/

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