1. RESERVAS DE PETRÓLEO
SOCIEDAD DE INGENIEROS PETROLEROS (SPE)
CONGRESO MUNDIAL DEL PETRÓLEO (WPC)
DEFINICIONES
Las reservas son las cantidades de petróleo que están
previstos para ser comercialmente recuperados de
acumulaciones conocidas a partir de una fecha
determinada. Todas estimaciones de reservas involucran
algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende
principalmente de la cantidad de datos geológicos y de
ingeniería confiable, disponible en el momento de la
estimación y la interpretación de estos datos. El grado
relativo de incertidumbre puede ser transmitida mediante la
colocación de las reservas en una de las dos
clasificaciones principales, ya sea probadas o no probadas.
Las reservas no probadas son de menor certeza de
recuperación de reservas probadas y puede ser aún más
sub-clasificadas como reservas probables y posibles para
denotar el aumento progresivo de la incertidumbre en su
capacidad de recuperación.
La intención de la SPE y WPC de aprobar una clasificación
con categorías adicionales más allá de las reservas
probadas, es para de aprobar una clasificación con
categorías adicionales más allá facilitar la coherencia entre
los profesionales que utilizan tales términos. Al presentar
estas definiciones, ninguna de estas dos organizaciones
recomienda la divulgación pública de las reservas
clasificadas como no probadas. La divulgación pública de
las cantidades clasificadas como reservas no probadas se
deja a la discreción de los países o empresas involucradas.
La estimación de las reservas se realiza bajo condiciones
de incertidumbre. El método de estimación se llama
determinístico si una mejor estimación de las reservas
individuales se hace sobre la base conocida de datos

2. geológicos, de ingeniería y económicos. El método de
estimación es llamado probabilístico si se utilizan los datos
de geología, ingeniería y económicos para generar un
rango de estimaciones y sus probabilidades asociadas. La
identificación de las reservas como probadas, probables y
posibles ha sido el método de clasificación más frecuente y
constituye una indicación de la probabilidad de
recuperación. Debido a la diferencia de potencial en la
incertidumbre, se debe tener precaución al agregar
reservas de distintas clasificaciones.
Las estimaciones de las reservas en general, a medida que
se disponga de nueva información de geología e ingeniería
o cuando cambian las condiciones económicas. Las
reservas no deben incluir cantidades de hidrocarburos
retenidos como inventario, y pueden ser disminuidas por
utilización o pérdidas de proceso si ello fuera requerido
para informes financieros.
Las reservas pueden provenir tanto de la energía natural o
métodos de recuperación mejorada. Los métodos de
recuperación mejorada incluyen todos los métodos para
complementar la energía natural o alterar las fuerzas
naturales en el reservorio para aumentar la recuperación
final. Ejemplos de dichos métodos son: mantenimiento de
presión, inyección de agua, métodos térmicos, métodos
químicos, y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e
inmiscible. A medida que continúe la evolución tecnológica,
otros métodos de recuperación mejorada podrán
desarrollarse en el futuro.

3. Reservas Probadas (Comprobadas)
Las Reservas comprobadas son aquellas cantidades de
hidrocarburos que con razonable certidumbre se estima
que serán comercialmente recuperables, de una fecha
dada en adelante, por análisis de datos geológicos y de
ingeniería, de reservorios conocidos y bajo las condiciones
económicas, métodos de operación y legislación vigentes a
esa misma fecha. Las reservas probadas pueden ser
categorizadas como desarrolladas y no desarrolladas.
Si se usan métodos determinísticos, el término razonable
certidumbre intenta expresar el alto grado de confianza de
que las cantidades serán recuperadas. Si se usan métodos
probabilísticos deberá haber por lo menos una probabilidad
del 90% de que las cantidades realmente recuperadas
sean iguales o excedan la estimación.
El establecimiento de las condiciones económicas actuales
debe incluir precios relevantes e históricos de
hidrocarburos y costos asociados y pueden considerar
promedios de períodos que sean consistentes con el
propósito de la estimación de reservas, obligaciones
contractuales, procedimientos corporativos, y legislación
relacionada con la información de tales reservas.
En general, las reservas se consideran probadas si la
producibilidad comercial del yacimiento es avalada con el
apoyo de la producción real o pruebas de formación. En
este contexto, el término probado se refiere a las
cantidades reales de las reservas de petróleo y no sólo la
productividad del pozo o yacimiento. En algunos casos, las
reservas probadas pueden ser asignados sobre la base de
registros de pozos y / o análisis de núcleos que indican que
en dicho reservorio hay presencia de hidrocarburos y es
análogo a otros reservorios en el mismo área, los que están

4. produciendo, o cuya capacidad de producción ha sido
demostrada por ensayos de formación.
La zona del reservorio considerado como probado incluye:
(1) el área delimitada por la perforación y definida por los
contactos entre fluidos, si las hay, y (2) las partes
perforadas del yacimiento que pueda razonablemente
considerarse como comercialmente productivas sobre la
base de la información datos geológicos y de ingeniería. A
falta de datos sobre los contactos de fluidos el límite
probado con hidrocarburos es el definido por el nivel inferior
con hidrocarburos comprobados a menos que otra
información definitiva de geología, de ingeniería o de
comportamiento de producción indiquen lo contrario.
Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las
instalaciones para procesar y transportar las reservas en el
mercado están en funcionamiento en el momento de la
estimación o si hay una expectativa razonable de que tales
instalaciones serán montadas. Las reservas en lugares sin
desarrollar pueden ser clasificadas como probadas no
desarrolladas en las siguientes condiciones: tales
locaciones sean inmediatamente vecinas a pozos que han
mostrado producción comercial en la formación objetivo, (2)
que sea razonablemente seguro que esas locaciones estén
dentro de los límites productivos conocidos comprobados
de la formación objetivo, (3) que tales locaciones cumplan
con reglamentaciones existentes referidas al
distanciamiento entre pozos (si existieran), y (4) que sea
razonablemente seguro que las locaciones serán
desarrolladas. Las reservas de otras porciones son
categorizadas como probadas no desarrolladas, sólo donde
la interpretación de los datos geológicos y de ingeniería
sobre los pozos indica con razonable certidumbre que la
formación objetivo es lateralmente continua y contiene
hidrocarburos comercialmente recuperables de locaciones
más allá de las ubicaciones inmediatamente vecinas.

5. Las reservas que se van a recuperar a través de la
aplicación de métodos establecidos de recuperación
mejorada son incluidas en la categoría de probadas
cuando(1) haya un ensayo exitoso de un proyecto piloto o
una respuesta favorable de un proyecto en marcha en el
mismo reservorio o en uno análogo con propiedades de
roca y fluidos similares que avalen el análisis en el cual tal
proyecto se basó, y (2) que sea razonablemente seguro
que el proyecto se implementará. Las reservas a recuperar
por aquellos métodos de recuperación mejorada cuya
aplicación comercial deba ser establecida por sucesivas
aplicaciones exitosas, solo serán incluidas en la categoría
de probadas solamente: (1) después de una respuesta
favorable de producción del reservorio estudiado ya sea (a)
por un proyecto piloto representativo ó (b) por un proyecto
en marcha cuya respuesta avala el análisis en el cual tal
proyecto se basó, y (2) si es razonablemente seguro que el
proyecto se implementará.
Reservas No Probadas
Las reservas no probadas se basan en datos de geología
y/ o ingeniería similar a la utilizada en las estimaciones de
reservas probadas, pero incertidumbres técnicas,
contractuales, económicas, excluyen a estas reservas de la
categoría de probadas. Las reservas no probadas pueden
ser clasificadas como reservas probables y reservas
posibles.
Las reservas no probadas pueden ser estimadas
asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las
imperantes en el momento de la estimación. El efecto de
las posibles mejoras futuras en las condiciones económicas
y la evolución tecnológica se puede expresar mediante la
asignación de las cantidades apropiadas de reservas para
las clasificaciones de probables y posibles.

6. Reservas Probables
Las reservas probables son aquellas reservas no probadas
que, de acuerdo a lo que sugieren los análisis de datos
geológicos o de ingeniería, son más factibles de ser
recuperables que de no serlo. En este contexto, cuando se
utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos una
probabilidad del 50% de que la recaudación efectiva de
quantitias serán iguales o superiores a la suma de las
estimaciones de reservas probadas más las probables.
En general, las reservas probables pueden (1) aquellas que
se prevé verificar por medio de la perforación convencional
de pozos de avanzada en zonas para las cuales el control
del subsuelo no es todavía suficiente para categorizar a las
reservas como probadas, (2) aquellas reservas de
formaciones que parecen ser productivas en base a las
características de perfiles de pozo, pero que carecen de
ensayos de testigos o ensayos definitivos y que además no
son análogas a las que producen en los reservónos
probados del área, (3) los incrementos de reservas
atribuibles a perforaciones de relleno (infill) que podrían
haber sido categorizadas como probadas si las
reglamentaciones existentes permitieran un menor
distanciamiento entre pozos a la fecha de la estimación, (4)
reservas atribuibles a métodos de recuperación mejorada
que han sido establecidos por aplicaciones comerciales
exitosas repetidas, cuando (a) está planeado un proyecto
piloto, aunque no está operando todavía y (b) cuando las
características de roca, fluidos y reservorio parecen
favorables para aplicación comercial, (5) reservas de un
área de la formación que parece estar separada del área
probada por fallas y la interpretación geológica indica que
dicha área es estructuralmente más alta que el área
probada, (6) reservas atribuibles a futuras reparaciones,

7. tratamientos, retratamientos, cambio de equipamiento, u
otros procedimientos mecánicos, cuando esos
procedimientos no han sido exitosamente probados en
pozos que muestren comportamientos similares en
reservónos análogos, y (7) incrementos de reservas en
reservónos probados donde una interpretación alternativa
de la performance o datos volumétricos indican más
reservas que las que pueden ser categorizadas como
probadas.
Reservas Posibles
Las reservas posibles son aquellas reservas no probadas
que, según sugieren los análisis de datos geológicos y de
ingeniería, que es menos probable que sean recuperables
que las reservas probables. En este contexto, cuando se
utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos una
probabilidad del 10% que las cantidades realmente
recuperadas serán iguales o superiores a la suma de las
estimaciones de reservas probadas más las probables más
posibles.
En general, las reservas posibles pueden incluir: (1)
aquellas reservas que, basadas en interpretaciones
geológicas, pueden existir posiblemente más allá de áreas
categorizadas como probables, (2) aquellas reservas en
formaciones que aparentan contener hidrocarburos sobre la
base de perfiles y análisis de testigos y que pueden no ser
productivas en caudales o cantidades comerciales, (3)
incrementos de reservas atribuidas a perforaciones de
relleno (infill) que están sujetas a incertidumbres técnicas,
(4) las reservas atribuidas a métodos de recuperación
mejorada cuando (a) un proyecto o proyecto piloto es
planeado pero no está en operación y (b) cuando las
características de roca, fluido y reservorio son tales que
existe una duda razonable de que el proyecto sea
comercial, y (5) las reservas en un área de la formación

8. que parece estar separada del área probada por fallas y la
interpretación geológica indica que dicha área es
estructuralmente más baja que el área probada.
Categorías de Estado de Desarrollo de las Reservas
Las categorías de estado de desarrollo de las reservas
definen el estado de desarrollo y de producción de pozos y
reservorios.
Desarrolladas
Las reservas desarrolladas son las que se espera
recuperar de pozos existentes, incluyendo aquellas de
intervalos que no han sido terminados (detrás del casing).
Las reservas de recuperación mejorada son consideradas
desarrolladas solo después de la instalación del
equipamiento necesario o cuando los costos para ello son
relativamente menores. Las reservas desarrolladas pueden
ser sub-categorizadas como en producción y no en
producción.
En producción: Las reservas en producción son las que se
espera recuperar de intervalos terminados que están
abiertos y en producción a la fecha de estimación. Las
reservas de recuperación mejorada son consideradas en
producción sólo después de que el proyecto de
recuperación mejorada esté en operación.
No en producción: Las reservas no en producción incluyen
las cerradas y las que están detrás del casing. Las reservas
cerradas son las que se espera recuperar de intervalos
terminados que están abiertos a la fecha de estimación
pero que no comenzaron a producir, (2) pozos que fueron
cerrados por condiciones de mercado o conexiones a
ductos ó (3) pozos que no pueden producir por razones
mecánicas. Las reservas detrás del casing son las que se
espera recuperar de otros reservónos de pozos existentes,

9. los que requieren trabajos adicionales de terminación o
futuras reterminaciones previos a su puesta en producción.
Reservas no Desarrolladas
Las reservas no desarrolladas son las que se espera
recuperar: (1) de nuevos pozos o de extensiones no
perforadas, (2) de profundizaciones de pozos existentes a
un reservorio diferente o (3) como consecuencia de un
gasto relativamente importante para (a) la reterminación de
un pozo existente o (b) para las instalaciones de
producción y transporte tanto para proyectos de desarrollo
primario como para los de recuperación mejorada.
Aprobado por el Consejo de Administración de la Sociedad
de Ingenieros Petroleros (SPE), y el Consejo Ejecutivo,
Congreso Mundial del Petróleo (WPC), marzo de 1997.
PETROLEUM RESERVES DEFINITIONS
SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS (SPE)

10. AND WORLD PETROLEUM CONGRESSES (WPC)
DEFINITIONS
Reserves are those quantities of petroleum1
which are anticípated to be
commercially recovered from known accumulatíons from a given date forward. AII
reserve estimates involve some degree of uncertainty. The uncertainty depends
chiefly on the amount of reliable geologic and engineering data available at the time
of the estímate and the interpretation of these data. The relative degree of
uncertainty may be conveyed by placing reserves into one of two principal
classifications, either proved or unproved. Unproved reserves are less certain to be
recovered than proved reserves and may be further sub-classified as probable and
possible reserves to denote progressively ¡ncreasing uncertainty in their
recoverability.
The intent of the SPE and WPC ¡n approving additiona! classificatíons beyond
proved reserves is to facilítate consistency among professionals using such terms.
In presentíng these definitions, neither organization ¡s recommending publíc
disclosure of reserves classified as unproved. Public disclosure of the quantities
classified as unproved reserves is left to the discretion of the countries or
companies involved.
Estimation of reserves is done under conditions of uncertainty. The method of
estimation is called deterministic if a single best estímate of reserves is made
based on known geological, engineering, and economic data. The method of
estimation is called probabilístic when the known geological, engineering, and
economic data are used to genérate a range of estimates and their associated
probabilities. Identifying reserves as proved, probable, and possible has been the
most frequent classificatíon method and gives an indícation of the probability of
recovery. Because of potentia! differences ¡n uncertainty, caution should be
exercised when aggregating reserves of different classificatíons.
Reserves estimates will generally be revised as additional geologic or engineering
data becomes available or as economic conditions change. Reserves do not
include quantities of petroleum being held ¡n ¡nventory, and may be reduced for
usage or processing losses if required for financia! reporting.
Reserves may be attributed to either natural energy or improved recovery methods.
Improved recovery methods include all methods for supplementing natural energy
or altering natural forces in the reservoir to increase ultímate recovery. Examples of
such methods are pressure maintenance, cycling, waterfloodíng, thermal methods,
chemical flooding, and the use of miscible and immiscible displacement fluids.
Other ¡mproved recovery methods may be developed ¡n the future as petroleum
technology continues to evolve.
1
PETROLEUM: For the purpose of these definitions, the term petroleum refers to naturally
occurring liquids
and gases which are predominately comprised of hydrocarbon compounds. Petroleum may a!so
contain non-hydrocarbon compounds ¡n which sulfur, oxygen, and/or nitrogen atoms are combined
with carbón and hydrogen. Common examples of non-hydrocarbons found ¡n petroleum are nitrogen,
carbón dioxide and hydrogen sulfide.

11. PROVED RESERVES
Proved reserves are those quantities of petroleum which, by analysis of geológica! and
engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable,
from a given date forward, from known reservoirs and under current economic conditions,
operating methods, and government regulations. Proved reserves can be categorized as
Ideveloped or undeveloped. If deterministic methods are used, the term reasonable certainty is
intended to express a high degree of confidence that the quantities will be recovered. If
probabilistic methods are used, there should be at least a 90% probability that the quantities
actually recovered will equal or exceed the estímate.
Establishment of current economic conditions should include relevant historical petroleum pnces
and associated costs and may involve an averaging period that ¡s consistent with the purpose of
the reserve estímate, appropriate contract obligations, corporate procedures, and government
regulations involved ¡n reporting these reserves.
In general, reserves are considered proved ¡f the commercial producibility of the reservoir is
supported by actual production or formation tests. In this context, the term proved refers to the
actual quantities of petroleum reserves and not just the productivity of the well or reservoir. In
certain cases, proved reserves may be assigned on the basis of well logs and/or core analysis
that indícate the subject reservoir is hydrocarbon bearing and is analogous to reservoirs in the
same área that are producing or have demonstrated the ability to produce on formation tests.
The área of the reservoír considered as proved includes (1) the área delíneated by drilling and
defined by fluid contacts, ¡f any, and (2) the undrilled portions of the reservoir that can
reasonably be judged as commercially productive on the basís of available geological and
engineeríng data. In the absence of data on fluid contacts, the lowest known occurrence of
hydrocarbons controls the proved limit unless otherwise indicated by definitive geological,
engineering or performance data.
Reserves may be classified as proved if facilities to process and transport those reserves to
market are operational at the time of the estímate or there is a reasonable expectation that such
facilities wíl! be installed. Reserves in undeveloped locations may be classified as proved
undeveloped províded (1) the locations are direct offsets to wells that have ¡ndicated
commercíal production in the objective formation, (2) it is reasonably certain such locations are
within the known proved productíve limíts of the objective formation, (3) the locations conform to
existing well spacíng regulations where applicable, and (4) ¡t ¡s reasonably certain the iocations
will be developed. Reserves from other locations are categorized as proved undeveloped only
where interpretations of geological and engineeríng data from wells indícate with reasonable
certainty that the objective formation is laterally continuous and contains commercially
recoverable petroleum at locations beyond direct offsets.
Reserves which are to be produced through the application of established improved recovery
methods are ¡ncluded ¡n the proved classification when (1) successful testing by a pilot project
or favorable response of an installed program ¡n the same or an analogous reservoir with similar
rock and fluid properties provides support for the analysis on which the project was based, and,
(2) it ¡s reasonably certain that the project will proceed. Reserves to be recovered by improved
recovery methods that have yet to be established through commercialiy successful applications
are included ¡n the proved classification only (1) after a favorable production response from the
subject reservoir from either (a) a representative pilot or (b) an ¡nstalled program where the
response provides support for the analysis on which the project is based and (2) it ¡s reasonably
certain the project will proceed.
UN PRO VED RESER VES
Unproved reserves are based on geologic and/or engineering data similar to that used in
estimates of proved reserves; but technical, contractual, economic, or regulatory uncertainties
preclude such reserves being classified as proved. Unproved reserves may be further classified
as probable reserves and possible reserves.
Unproved reserves may be estimated assuming future economic conditions different frorn those
prevailing at the time of the estímate. The effect of possible future improvements in economic
conditions and technological developments can be expressed by allocating appropriate
quantities of reserves to the probable and possible classifications.
PROBABLE RESERVES

12. Probable reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering
data suggests are more likely than not to be recoverable. In this context, when probabilistic
methods are used, there should be at least a 50% probability that the quantitias actually
recovered will equal or exceed the sum of estimated proved plus probable reserves.
In general, probable reserves may include (1) reserves anticipated to be proved by normal step-
out drilling where sub-surface control ¡s inadequate to classify these reserves as proved, (2)
reserves in formations that appear to be productive based on well log characteristics but lack
core data or definitive tests and which are not analogous to producing or proved reservoirs in
the área, (3) incrementa! reserves attributable to infill drilling that could have been classified as
proved ¡f closer statutory spacing had been approved at the time of the estímate, (4) reserves
attributable to improved recovery methods that have been established by repeated
commercialiy successful applications when (a) a project or pilot is planned but not in operation
and (b) rock, fluid, and reservoir characteristics appear favorable for commercial application, (5)
reserves in an área of the formation that appears to be separated from the proved área by
faulting and the geologic interpretation indicates the subject área is structurally higher than the
proved área, (6) reserves attributable to a future workover, treatment, re-treatment, change of
equipment,
or other mechanical procedures, where such procedure has not been proved successful in wells
which exhibit similar behavior ¡n analogous reservoirs, and (7) incremental reserves in proved
reservoirs where an alternative interpretation of performance or volumetric data indicates more
reserves than can be classified as proved.
POSSIBLE RESERVES
Possible reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering
data suggests are less likely to be recoverable than probable reserves. In this context, when
probabilistic methods are used, there should be at least a 10% probability that the quantities
actuaily recovered will equal or exceed the sum of estimated proved plus probable plus
possible reserves.
!n general, possible reserves may include (1) reserves which, based on geological
interpretations, could possibly exist beyond áreas classified as probable, (2) reserves
in formations that appear to be petroleum bearing based on log and core analysis but
may not be productive at commercial rates, (3) incrementa! reserves attributed to infill
drilling that are subject to technicai uncertainty, (4) reserves attributed to improved
recovery methods when (a) a project or pilot is pianned but not in operation -and (b)
rock, fluid and reservoir characteristics are such that a reasonable doubt exists that the
project will be commercial, and (5) reserves ¡n an área of the formation that appears to
be separated from the proved área by faulting and geological interpretaron ¡ndicates
the subject área is structurally iower than the proved área.
RESERVE STATUS CATEGORIES
Reserve status categories define the development and producing status of wells and
reservoirs.
Developed: Developed reserves are expected to be recovered from existing wells
including reserves behind pipe. Improved recovery reserves are considered developed
only after the necessary equipment has been installed, or when the costs to do so are
relatively minor. Developed reserves may be sub-categorized as producing or non-
producing.
Producing: Reserves subcategorized as producing are expected to be recovered from
completion intervals which are open and producing at the time of the estímate.
Improved recovery reserves are considered producing only after the ¡mproved recovery
project ¡s ¡n operation.
Non-producing: Reserves subcategorized as non-producing include shut-¡n and
behind-pipe reserves. Shut-in reserves are expected to be recovered from (1)
completion intervals which are open at the time of the estímate but which have not
started producing, (2) wells which were shut-ín for market conditions or pipeline
connections, or (3) wells not capabie of production for mechanical reasons. Behind-
pipe reserves are expected to be recovered from zones ¡n existing wells, which will
required additional completion vvork or future recompletion prior to the start of
production.

13. Undeveloped Reserves: Undeveloped reserves are expected to be recovered: (1) from
new wells on undrilled acreage, (2) from deepening existing wells to a different
reservoir, or (3) where a relatively large expenditure is required to (a) recomplete an
existing well or (b) install production or transportation facilities for primary or ¡mproved
recovery projects.
Approved by the Board of Directors, Society of Petroleum Engineers (SPE), Inc., and the Executive
Board, World Petroleum Congresses (WPC), March 1997.