Les réserves de pétrole sont des accumulations importantes de pétrole dans le sol qu’une compagnie pétrolière a déjà découvert et peut extraire et produire en utilisant la technologie existante. Les experts spécialisés divisent en outre ces réserves de pétrole en deux grandes subdivisions, les réserves prouvées et non prouvées, en fonction du degré de certitude qu’ont les experts quant à la production finale de la réserve. Les réserves prouvées sont les réservoirs de pétrole pour lesquels les experts pétroliers sont extrêmement convaincus qu’ils peuvent et produiront le champ, généralement autour de 90 pour cent. Pour cette raison, les travailleurs de l’industrie pétrolière appellent les réserves prouvées P90 ou 1P, ce qui signifie une réserve de première priorité pour le forage avec une forte probabilité d’extraire une quantité importante de pétrole du sol. D’autres subdivisions des réserves prouvées comprennent les réserves prouvées de pétrole développées et les réserves prouvées de pétrole non développées, qui se distinguent par le degré d’investissement en capital requis pour produire le champ.
La Securities and Exchange Commission des États-Unis autorise uniquement les sociétés pétrolières à déclarer leurs réserves prouvées aux investisseurs. Si l’une des bourses des États-Unis cote une entreprise, celle-ci doit justifier ses allégations de réserves de pétrole en fournissant des données corroborantes. Les réserves pétrolières prouvées qui sont développées attirent les investisseurs, car elles peuvent être produites avec des puits de pétrole existants, pour lesquels des coûts d’exploitation supplémentaires minimes sont prévus. Les réserves prouvées non développées nécessitent des investissements supplémentaires dans le forage pour extraire le pétrole de la réserve, ce qui augmente le coût de production du champ.
Contrairement aux réserves prouvées, les réserves non prouvées sont des sites pétroliers connus où les géologues pétroliers pensent que le pétrole est récupérable en fonction de leur interprétation des détails techniques et géologiques. Les accumulations de pétrole connues peuvent tomber dans cette catégorie si des problèmes réglementaires, politiques ou techniques rendent la possibilité de production incertaine. Souvent appelées P50 ou 2P, les réserves probables ont un niveau de confiance d’environ 50 pour cent pour la production. Les réserves possibles, appelées P10 ou 3P, ont un niveau de confiance de récupération de 10 %. Les raisons du manque de confiance peuvent inclure un manque de viabilité commerciale et économique, des infiltrations dans la réserve ou des interprétations géologiques divergentes.
Les réserves prouvées contiennent une certaine quantité de pétrole en place (OIP). Tous les OIP ne peuvent pas être retirés du sol, en raison des limitations des technologies d’extraction. Le facteur de récupération d’une réserve est le rapport entre le pétrole récupérable et le volume total de pétrole en place. Les facteurs de récupération pour les champs pétrolifères mondiaux varient de 10 à 80%, en fonction de diverses caractéristiques des réservoirs et des fluides. Les méthodes d’estimation du volume de pétrole dans les réserves prouvées de pétrole comprennent la méthode volumétrique, la méthode de la courbe de déclin et la méthode du bilan matières.