2. ANALISIS DE LA ESTIMACIÓN DE RESERVAS Dirección General de Hidrocarburos

Las reservas probadas son cifras estimadas más que resultados de medidas de cantidades precisase. Asimismo, la cantidad exacta de reservas de hidrocarburos sólo puede determinarse cuando a base de estudios de ingeniería de reservorios (convencionales y no convencionales) y de producción se tenga como resultado que los reservorios considerados productivos ya no cuentan con volúmenes de hidrocarburos que puedan recuperarse.

Con respecto a las condiciones económicas, el nivel de reservas depende del precio actual y futuro del petróleo. En particular, el precio es un factor determinante a la hora de establecer sistemas de producción mejorados que puedan incrementar de manera apreciable los factores de recuperación, sobre todo de crudo pesado y extra pesado (un incremento sustancial de los precios haría posible el desarrollo de áreas que demanden inversiones mayores).

Durante el año 2014, el precio promedio anual del petróleo "West Texas Intermediate" (WTI) estadounidense, fue de 93.3 US$/B1 menor en 4.7% respecto al año 2013 (97.9 US$). En cuanto al precio promedio anual del petróleo crudo Brent del Mar del Norte, principal referencia del mercado mundial, para el año 2014 fue de 99.0 US$/B1, menor en 8.8% respecto al año 2013 (108.6 US$/B1). La caída del precio del barril de petróleo se inició en el mes de junio del 2014, desde los 105.8US$ para el petróleo WTI y 111.8 US$ para el petróleo Brent, alcanzando al cierre del año los precios de US$ 53.45 y US$ 55.27 respectivamente, por debajo de los 60 US$/B1, algo que no ocurría desde el año 2009.

La caída del precio del barril de petróleo se atribuye principalmente al aumento sostenido en la producción de petróleo por parte de Estados Unidos, debido a la explotación de hidrocarburos no convencionales tal como el shale gas y shale oil, y a datos recientes que indican un debilitamiento de la demanda de la economía europea y la asiática, debido a la desaceleración de su crecimiento económico.

Las reservas probadas de petróleo del año 2014 (682,681 MSTB), son menores en 58,538 MSTB, en comparación con las del año 2013 (741,219 MSTB), debido principalmente a: la producción del año 2014 (25,296 MSTB) y al comportamiento productivo utilizando las curvas de declinación; la revisión de nuevas ubicaciones para reservas situadas en áreas no desarrolladas en el Noroeste y Selva Norte; a la disminución de la actividad exploratoria, a los resultados obtenidos en las perforaciones de nuevos pozos exploratorios y de los trabajos de reacondicionamiento en los últimos años; y a las revisiones de las estimaciones de las reservas de cada lote.

Las estimaciones de las reservas probables y posibles disminuyeron principalmente debido a una revisión de las estimaciones y re categorización de las reservas; varias ubicaciones de futuros pozos se reclasificaron como recursos contingentes.

Las reservas probadas de gas natural del año 2014 (14.63 TCF), son menores en 0.42 TCF en comparación con el año 2013 (15.05 TCF), debido a la producción del año 2013 (0.46 TCF) y por la revisión de las estimaciones de las mismas.

Durante la revisión de los Informes de Reservas y Recursos de las Contratistas se observó lo siguiente:

• Disminución de sus reservas totales (3P = Probadas + Probables + Posibles) de petróleo, debido a recategorización de sus reservas hacia recursos contingentes y prospectivos, a causa de termino de contratos, falta de ejecución de proyectos de desarrollo, por el retraso en la aprobación de instrumentos socio-ambientales. Sin embargo, la DGH y desde el punto de vista del Estado, ha considerado mantener algunas estimaciones como reservas, que por condición de término de contrato habían sido consideradas como recursos.

• Los avances de los análisis de exploración de estructuras geológicas no perforadas, ubicadas en los Lotes en etapa de exploración, indican la posibilidad de presencia de recursos de hidrocarburos, los cuales en un futuro podrían convertir en reservas.

• La estimación de los factores de recuperación de los campos en producción de petróleo ubicados en el Noroeste (Costa y Zócalo) son menores al 12.6%, en la Selva Norte el valor promedio de 34.6% y en la Selva Central el promedio es de 24.8%. Asimismo, para los Lotes de gas natural el factor de recuperación varía entre 75.0% a 82.0%.

• Presencia de alto corte de agua en los pozos productores de los lotes de la selva, cercanos al 97.0%, el cual impacta en la reducción de la producción de petróleo.

El Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos al 31 de diciembre del 2014, contiene las cifras oficiales de las reservas de Petróleo, Líquidos de Gas Natural y Gas Natural del país; así como, la cantidad de los recursos contingentes y recursos prospectivos, tomando como referencia la Definición y Clasificación de Reservas — SPE-PRMS 2007. También contiene la evolución de los Contratos Petroleros, de la perforación de pozos y de la producción. Para el proceso de estimación de reservas se ha requerido de un equipo de profesionales multidisciplinarios, con conocimientos de ingeniería de reservorios, ingeniería de producción de hidrocarburos, geología, geociencias y economía.

Las reservas probadas de petróleo al 31 de diciembre del 2014, a nivel país, se han estimado en 682,681 Miles de Barriles Estándar (MSTB), equivalentes a 682.7 Millones de Barriles Estándar (MMSTB).

Tabla N° 06: Reservas Probadas de Petróleo (MSTB)

Año Probadas 2013 741,219 2014 682,681 Variación -58,538 % Variación -7.90%

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.Las reservas probadas de petróleo al 31 de diciembre del 2014, disminuyeron en un 7.9%

(58,538 / MSTB) en comparación a las reservas probadas al 31 de diciembre del 2013. Esta disminución se debe a:

• Falta de ejecución de proyectos de inversión para trabajos de perforación de pozos exploratorios, confirmatorios y de desarrollo, y evaluar nuevas arenas, debido a factores económicos y retrasos en la aprobación de permisos socio-ambientales. • Reclasificación y recategorización de estimados de reservas hacia recursos contingentes y prospectivos. • Ajustes de datos geológicos y petrofísicos en las estimaciones de reservas. • Producción del año 2014 (25,296 MSTB).

Las reservas probadas de petróleo corresponden a los Lotes que se encuentran en etapa de explotación y aquellos que han declarado la comercialidad de sus campos explorados. Actualmente se considera 24 Lotes en situación de comercialidad, de los cuales los Lotes Z-6 y 64 aún no están produciendo, debido a factores técnicos, económicos y sociales.

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El incremento de las reservas probadas de petróleo dependerá mucho de: la interacción entre el Estado y las Empresas Contratistas para generar las mejores condiciones que permitan el desarrollo económico del campo en armonía con las comunidades y el medio ambiente; las inversiones en exploración y desarrollo de yacimientos para la ejecución de proyectos de perforación de pozos exploratorios, confirmatorios y de desarrollo; de los buenos resultados de las pruebas de los pozos que se perforen; de la construcción de la infraestructura de producción necesaria, entre otros.

Basados en los resultados de la evolución de las reservas de petróleo del año 2014 y considerando el comportamiento actual del precio internacional del crudo, el cual impacta en la torna de decisiones de las empresas para la ejecución de proyectos en exploración y explotación de hidrocarburos, las reservas probadas y/o reservas 3P al 31 de diciembre del 2015 podrían tener una reducción significativa.

4.2. RESERVAS PROBABLES Y POSIBLES DE PETRÓLEO:

Las reservas probables al 31 de diciembre del 2014, se han estimado en 362,219 MSTB que comparadas al 31 de diciembre del 2013 (363,025 MSTB) han disminuido ligeramente en 0.2%; asimismo, las reservas posibles de petróleo se han estimado en 385,678 MSTB que comparadas al 31 de diciembre del 2014 han disminuido en 12.5%. Estas disminuciones se debe a:

• Recategorización de ubicaciones de pozos de desarrollo considerados como reservas posibles hacia recursos contingentes, debido a los ajustes económicos de las empresas ante la eventual caída del precio internacional del crudo. • Ajustes de datos geológicos y petrofísicos en las estimaciones de reservas. • Finalización de los Contratos Petroleros.

Tabla N° 07: Reservas Probables y Posibles de Petróleo (MSTB)

Ano Probables Posibles 2013 363,025 440,945 2014 362,219 385,678 Variación -805 -55,267 % Variación -0.22% -12.53%

La situación de la reducción de reservas totales (3P) de petróleo de los últimos cinco (5) años, podrá revertirse mediante el incremento de inversión en exploración, para la ejecución de una mayor cantidad de trabajos de pozos exploratorios en estructuras geológicas identificadas mediante estudios sísmicos; asimismo, incrementando la perforación de pozos confirmatorios y de desarrollo en áreas y estructuras no desarrollas, que actualmente se están considerando como recursos.

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4.3. RECURSOS CONTINGENTES Y PROSPECTIVOS DE PETRÓLEO:

Los recursos contingentes de petróleo al 31 de diciembre del 2014 se han estimado en 637,402 MSTB, que corresponden a estructuras geológicas que han sido perforadas y descubiertas,

pero que aún no se encuentran en desarrollo (en producción), por factores técnicos, económicos, sociales, ambientales o por aprobación de instrumentos ambientales.

Tabla N° 08: Recursos Contingentes y Prospectivos de Petróleo (MSTB)

En el Libro de Reservas del año 2013 no se reportaron los Recursos Contingentes y Prospectivos de manera separada; sin embargo, para el año 2014 se ha separado las estimaciones para ambas categorías, con la finalidad de ajustarse al documento "Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos" de la SPE/WPC/AAPG/SPEE, "SPE-PRMS 2007".

La mayor parte del estimado de recursos contingentes de petróleo se encuentra ubicado en la selva norte del país, con aproximadamente 391,595 MSTB, provenientes de los Lotes 1-AB, 8, 39, 64, 67, 100 y 102. Asimismo, en los Lotes del Noroeste (Zócalo y Costa) que actualmente se encuentran en producción, se ha estimado un total de 207,720 MSTB de petróleo. En la selva central se ha estimado un aproximado de 38,087 MSTB de petróleo provenientes de los Lotes 31 B/D, 31E, 126 y 131.

Es importante resaltar que en el Lote 39 se cuenta con tres yacimientos descubiertos (Buena Vista, Delfín y Raya) con potencial de petróleo, cuya calidad es crudo pesado, por lo cual es necesario que la empresa Contratista y el Estado busquen alternativas de desarrollo técnico-económico para viabilizar y facilitar el desarrollo de dichos yacimientos.

Los recursos prospectivos de petróleo al 31 de diciembre del 2013 se han estimado en 5,429 MMSTB, que provienen de áreas no operadas, sin explorar y de estructuras geológicas no perforadas.

Algunas de las áreas con prospectos en el Perú son:

• El Lote 67 ubicado en la selva norte, que en Diciembre del 2013 inició su producción de petróleo con el campo Piraña, tiene como prospectos seis (6) estructuras (Trucha, Dorado Noroeste, Dorado Oeste, Dorado Este, Piraña Este y Piraña Sud Este). • El Lote 64 ubicado en la selva norte, que en mayo del 2013 se declaró la comercialidad del yacimiento Situche Central, cuenta con dos (2) estructuras prospectivas (Situche Norte y Situche Central Noroeste). • En el Lote 39 ubicado en la selva norte, se han identificado estructuras geológicas como

Abulon, Arabela, Bagre, Pargo, Perca y Tangarana.

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• En la selva también se encuentran los Lotes 95, 102, 116, 126, 131, 135, 137, entre otros, con expectativas de descubrimiento y de confirmación del potencial de petróleo que podrían existir en sus estructuras geológicas. • En el Lote Z-2B ubicado en el Zócalo, que actualmente se encuentra en etapa de explotación, tiene como prospectos las siguientes estructuras: Marcela, Punta Balcones, Andrea, La Caleta, San Gabriel y Puerto Nuevo. Asimismo, ha explorado las estructuras Santa Catalina y Colán. • En el Lote Z-6 ubicado en el Zócalo, se han identificado once (11) estructuras por explorar: San José, Santa Teresa, San Andrés, Punta Bapo, Punta Shode, Santa Rosa, Santa Lucia, Santa María, Santa María Oeste, Pimentel y San Miguel Sur. • En el Lote Z-1 ubicado en el Zócalo, que actualmente se encuentra en etapa de explotación de los yacimientos Albacora y Corvina, se han identificado diez (10) estructuras geológicas adicionales por explorar, entre ellas las estructuras Mero, Delfín y Barracuda. • En los Lotes Z-38 y Z-46 también se han identificado, mediante estudios de sísmica, estructuras geológicas que podrían tener potencial de petróleo y gas, generando posibles incrementos en

las reservas de hidrocarburos en el país. • Las cuencas Bagua, Trujillo, Salaverry, Lima, Pisco, Moliendo, Moquegua y Titicaca no han sido debidamente exploradas, existe muy poca información del potencial que podrían contener las formaciones geológicas que la conforman.

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5.2. RESERVAS PROBABLES Y POSIBLES DE GAS NATURAL:

Las reservas probables de gas natural al 31 de diciembre del 2014, a nivel país, se han estimado en 6,445 BCF (6.46 TCF), que comparadas al 31 de diciembre del 2013 (6.51 TCF) se observa una ligera disminución de 1.0% (0.06 TCF), debido a la revisión y ajustes en las estimaciones de las mismas en los Lotes.

Las reservas posibles de gas natural al 31 de diciembre del 2014, a nivel país, se han estimado en 4,830 BCF (4.83 TCF), que comparadas al año 2013 (5.36 TCF) disminuyeron en 9.9% (0.53 TCF), debido a la revisión de las reservas posibles del Lote XIII, como resultado de la recategorización hacia reservas probadas, probables, recursos contingentes y prospectivos, debido a que la empresa Contratista no ha presentado el estudio técnico que justifique y avale que dicho potencial se categorice como reservas.

Desde el punto de vista del Estado, las estimaciones de gas natural del Lote 58 descubiertas en las estructuras Urubamba, Picha, Taini y Paratori, son consideradas comerciales, debido a que el Gobierno Peruano ya cuenta con un Contrato de Concesión para un proyecto de construcción e instalación de ductos y transporte de gas natural y de LGN proveniente de la zona donde se ubica el Lote 58, dicho proyecto inició su ejecución en diciembre del 2014, asimismo debido al gran potencial de demanda de gas natural (aproximadamente 400 Millones de Pies Cúbicos Diarios - MMCFD) por importantes empresas eléctricas, industriales y petroquímicas. Por lo tanto, el potencial descubierto se ha categorizado como reservas probables y posibles, y se categorizarán como reservas probadas cuando la empresa Contratista formalice la declaración comercial de dichos yacimientos.

El futuro incremento de las reservas totales dependerá de las inversiones que se ejecuten en las actividades exploratorias; asimismo, del cumplimiento de las normas legales socio-ambientales que generen la sostenibilidad de los proyectos de exploración y de desarrollo de campos con potencial gasífero.

5.3. RECURSOS CONTINGENTES Y PROSPECTIVOS DE GAS NATURAL:

Los recursos contingentes de gas natural al 31 de diciembre del 2014, a nivel país, se han estimado en 4,285 BFC (4.28 TCF), que corresponden a estructuras geológicas que han sido perforadas y descubiertas, pero que aún no inician su desarrollo, por factores técnicos, económicos, sociales, ambientales o por permisos socio-ambientales.

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En el Libro de Reservas del año 2013 no se reportaron los Recursos Contingentes y Prospectivos de manera separada; sin embargo, para el año 2014 se ha separado las estimaciones para ambas categorías, con la finalidad de ajustarse al documento "Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos" de la SPE/VVPC/AAPG/SPEE, "SPE-PRMS 2007".

La mayor parte del estimado de recursos contingentes de gas natural actualmente se encuentra ubicado en el Noroeste (Zócalo y Costa) del país, con aproximadamente 2.89 TCF. Asimismo, en los Lotes 57 y 58 de la Selva Sur se tiene un estimado de recursos contingentes

de aproximadamente 1.30 TCF y en el resto de Lotes ubicados en la Selva se ha cuantificado un volumen de 0.09 TCF.

Con respecto a los recursos prospectivos, se estima un valor aproximado de 74.59 TCF, cuyo valor será reevaluado para que la incertidumbre baje, en vista que provienen de áreas no operadas, sin explorar y de estructuras geológicas no perforadas.

Los Lotes en etapa de exploración y explotación considerados con potencial de gas natural son:

• Lote 88: Estructuras San Martín Norte y ZT, Samani, Kimaro y Maniti: Recursos Prospectivos: 7.41 TCF. • Lote 56: Estructuras Pagoreni Norte, Saniri y Etini: Recursos: 1.66 TCF • Lote 57: Estructuras Maniro, Mapi, Mapi Subthrust, Mapi Sur, Mashira, Mashira Norte: Recursos Prospectivos: 2.03 TCF • Lote 58: Estructuras Huallana, Picha Profundo, Timpia, Mantalo Norte, Mantalo Sur y Ticumpinia: Recursos Prospectivos: 2.00 TCF. • Lote 76: Se han identificado 12 estructuras. (Pini Pini, Karene, Dahuene Norte, Dahuene Sur, Pinquiri Norte, Pinquiri Sur, Espirene Norte, Espirene Sur, Espirene Este, Espirene Este 1, Espirene Oeste, Nusiniscto, Cupodnoe y San Gaban ): Recursos Prospectivos: 12.70 TCF. • Lote Z-1: Estructuras Corvina Este, Corvina Oeste, Máncora, Mero y Piedra Redonda: Recursos Prospectivos: 5.45 TCF. • Lote Z-2B: Estructuras Punta Amarillo, Yasila y SP-3: Recursos Prospectivos: 0.51 TCF. • Lote Z-6: Estructuras Esperanza y Santa Teresa: Recursos Prospectivos: 0.21 TCF. • Lote XIII: Estructuras Cascas, Río Loco y Lobo: Recursos Prospectivos: 0.47 TCF.

También se ha estimado que puede existir potencial de gas natural en estructuras geológicas identificadas en áreas consideradas No Operadas, en las cuales no se pueden realizar actividades exploratorias por tratarse de una reserva nacional, por ejemplo:

• Zona Manu: 05 estructuras geológicas: Recursos Prospectivos: 13.61 TCF • Zona Candamo: 16 estructuras geológicas: Recursos Prospectivos: 23.96 TCF