Pemex reportó que Xomili-1AEXP es productor de aceite y gas de 35° API, con 16 MMbpce 3P preliminar y producción inicial de 1,670 bpd.
Petróleos Mexicanos cerró el cuarto trimestre de 2025 con un anuncio que, aunque compacto en el reporte, es relevante para entender la estrategia de Exploración y Extracción en un año marcado por declinación natural y menor actividad exploratoria: el pozo Xomili-1AEXP resultó productor de aceite y gas de 35° API y cuenta con una estimación preliminar de reservas 3P de 16 MMbpce.
El hallazgo se ubica dentro del Activo de Exploración Marina Sur (AEMS), en el proyecto Uchukil, con un intervalo del Mioceno superior. En el mismo cuadro de “Descubrimientos” del reporte, Pemex consigna para Xomili una producción inicial de 1,670 barriles por día de aceite y 1.17 millones de pies cúbicos diarios de gas, con fecha de terminación el 18 de noviembre de 2025.
En términos petroleros, el dato de 35° API coloca al crudo encontrado en el rango de aceites relativamente ligeros, un atributo que suele ser mejor valorado comercialmente que crudos más pesados por su rendimiento potencial en destilados, además de ser más manejable en ciertos esquemas de transporte y proceso. En el reporte, Pemex no detalla todavía un plan de desarrollo asociado a Xomili, pero la inclusión del pozo en la sección de “Descubrimientos” con estimación 3P preliminar lo posiciona como un activo a seguir en el portafolio exploratorio marino.
Xomili se vuelve un componente narrativo importante para la empresa, no necesariamente por su tamaño, sino por la necesidad de sumar inventario de recursos en un escenario donde la declinación y la complejidad operativa elevan el costo y la dificultad de sostener la plataforma.
La magnitud de 16 MMbpce 3P es, por sí sola, un tamaño moderado frente a la escala histórica de la empresa, pero cobra sentido en el contexto de 2025. Pemex reporta que la producción promedio anual de hidrocarburos líquidos (incluyendo la correspondiente a socios) fue de 1,635 mil barriles diarios, con una disminución de 124 mil barriles diarios respecto a 2024. La empresa atribuye la variación, principalmente, a la declinación natural de campos marinos como Maloob y Zaap y terrestres como Quesqui y Tupilco Profundo, además de factores operativos como mayor complejidad en perforación a alta presión y temperatura, desfases de infraestructura en Xanab y condiciones climatológicas atípicas que afectaron operaciones costa afuera.
Ese marco explica por qué un descubrimiento como Xomili se vuelve un componente narrativo importante para la empresa, no necesariamente por su tamaño, sino por la necesidad de sumar inventario de recursos en un escenario donde la declinación y la complejidad operativa elevan el costo y la dificultad de sostener la plataforma. Pemex también reconoce que en 2025 concluyó 18 pozos exploratorios, 15 menos que el año previo, al tiempo que la perforación mostró una moderación anual y un enfoque mayor hacia pozos de desarrollo, con equipos estabilizados en la segunda mitad del año y predominio de operaciones en tierra.
Con esos elementos, el descubrimiento Xomili se lee como una señal de continuidad exploratoria en el componente marino, incluso en un año de menor conteo de pozos. En la lámina de infraestructura y operación, Pemex agrega que al cierre de 4T25 mantuvo un promedio de 5,785 pozos en operación, con predominio de producción de crudo y una concentración operativa mayoritaria en estructuras marinas. Ese perfil marino hace que cualquier nueva incorporación —aunque sea por etapas— se inserte en una lógica de operación que ya carga con gran parte del peso productivo.
Xomili también aparece en el reporte como un pozo con componente de gas. El tema no es menor en el balance operativo del año: Pemex reporta que la producción de gas hidrocarburo (excluyendo nitrógeno) promedió 3,677 MMpcd en 2025, una disminución anual que atribuye a declinación de campos maduros y a nuevos desarrollos, principalmente Quesqui y Tupilco Profundo, aunque señala que la tendencia comenzó a revertirse en el cuarto trimestre por la entrada en producción de nuevos pozos en Bakté e Ixachi.
En ese contexto, los descubrimientos con gas asociado abren dos conversaciones simultáneas: la de suministro, y la de manejo de infraestructura y aprovechamiento. El propio reporte indica que el aprovechamiento anual de gas fue de 92.9% y que el gas enviado a la atmósfera promedió 446 MMpcd en 2025, un incremento de 141 MMpcd respecto a 2024. Aunque esa cifra es anual y no se liga directamente a Xomili, forma parte del mismo rompecabezas operativo: producir gas adicional exige capacidad de procesamiento, compresión, transporte y control de emisiones.
La estimación 3P preliminar reportada para Xomili implica, además, que Pemex está comunicando una referencia de volumen que, por definición, integra un rango completo de incertidumbre técnica (probadas, probables y posibles) en una etapa aún temprana del activo. En términos de narrativa de negocio, esa etiqueta “preliminar” sugiere que el siguiente paso será observar si el pozo se convierte en una campaña de delineación y desarrollo, o si el volumen termina siendo una referencia que se ajusta conforme avanza la evaluación geológica, la ingeniería del yacimiento y la factibilidad de infraestructura.
Por ahora, el reporte deja tres datos operativos concretos: ubicación del activo (Exploración Marina Sur), tipo de hidrocarburo (aceite y gas), calidad del crudo (35° API) y una fotografía de arranque (1,670 bpd y 1.17 MMpcd). En un año donde la compañía reporta menor actividad exploratoria y presiones por declinación, Xomili se inserta como una pieza que ayuda a explicar cómo Pemex busca compensar, aunque sea parcialmente, el desgaste natural de campos maduros y los retos de ejecución en costa afuera.
