Las reservas de petróleo son la cantidad de petróleo técnicamente y económicamente recuperable. Las reservas pueden ser para un pozo, para un reservorio, para un campo, para una nación o para el mundo. Las diferentes clasificaciones de reservas están relacionadas con su grado de certeza.
La cantidad total estimada de petróleo en un reservorio petrolero, incluyendo tanto petróleo producible como no producible, se denomina petróleo in situ. Sin embargo, debido a las características del reservorio y a las limitaciones en las tecnologías de extracción de petróleo, solo una fracción de este petróleo puede ser extraído, y es solo esta fracción producible la que se considera reservas. La relación entre las reservas y la cantidad total de petróleo en un reservorio particular se llama factor de recuperación. Determinar un factor de recuperación para un campo determinado depende de varias características de la operación, incluyendo el método de recuperación de petróleo utilizado y los avances tecnológicos.
Basado en datos de la OPEP a principios de 2013, las mayores reservas probadas de petróleo, incluyendo depósitos de petróleo no convencionales, están en Venezuela (20% de las reservas mundiales), Arabia Saudita (18% de las reservas mundiales), Canadá (13% de las reservas mundiales) e Irán (9%).
Debido a que la geología del subsuelo no puede examinarse directamente, se deben utilizar técnicas indirectas para estimar el tamaño y la recuperabilidad del recurso. Aunque las nuevas tecnologías han aumentado la precisión de estas técnicas, siguen existiendo importantes incertidumbres. En general, la mayoría de las primeras estimaciones de las reservas de un campo petrolero son conservadoras y tienden a crecer con el tiempo. Este fenómeno se llama crecimiento de las reservas.
Muchas naciones productoras de petróleo no revelan sus datos de ingeniería de reservorios y en su lugar proporcionan declaraciones no auditadas sobre sus reservas petroleras. Se sospecha que los números divulgados por algunos gobiernos nacionales están manipulados por razones políticas.
Las reservas probadas son aquellas reservas que se afirma que tienen una certeza razonable (normalmente al menos 90% de confianza) de ser recuperables bajo las condiciones económicas y políticas existentes, con la tecnología actual. Los especialistas de la industria se refieren a esto como P90 (es decir, tener un 90% de certeza de ser producido). Las reservas probadas también son conocidas en la industria como 1P.
Las reservas probadas se subdividen aún más en "probadas desarrolladas" (PD) y "probadas no desarrolladas" (PUD). Las reservas PD son aquellas que pueden producirse con pozos y perforaciones existentes, o desde reservorios adicionales donde se requiere una inversión mínima adicional (gasto operativo). Las reservas PUD requieren una inversión de capital adicional (por ejemplo, perforar nuevos pozos) para traer el petróleo a la superficie.
Las reservas no probadas están basadas en datos geológicos y/o de ingeniería similares a los utilizados en las estimaciones de reservas probadas, pero incertidumbres técnicas, contractuales o regulatorias impiden que estas reservas sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser utilizadas internamente por las empresas petroleras y las agencias gubernamentales para fines de planificación futura, pero no se recopilan rutinariamente. Se subclasifican como probables y posibles.
Reservas Probables: Atribuidas a acumulaciones conocidas y con un nivel de confianza del 50% de recuperación. Los especialistas de la industria las denominan "P50" (es decir, tener un 50% de certeza de ser producido). Estas reservas también se refieren en la industria como "2P" (probadas más probables).
Reservas Posibles: Atribuidas a acumulaciones conocidas que tienen menos probabilidades de ser recuperadas que las reservas probables. Este término a menudo se utiliza para reservas que se afirma que tienen al menos un 10% de certeza de ser producidas ("P10"). Las razones para clasificar las reservas como posibles incluyen distintas interpretaciones de la geología, reservas no producibles a tasas comerciales, incertidumbre debido a la infiltración de reservas (filtración desde áreas adyacentes) y reservas proyectadas basadas en métodos futuros de recuperación. Se refieren en la industria como "3P" (probadas más probables más posibles).
Los métodos volumétricos intentan determinar la cantidad de petróleo in situ utilizando el tamaño del reservorio así como las propiedades físicas de sus rocas y fluidos. Luego se asume un factor de recuperación, utilizando suposiciones de campos con características similares. El petróleo in situ (OIP, por sus siglas en inglés) se multiplica por el factor de recuperación para obtener un número de reservas. Los factores de recuperación actuales para campos petroleros en todo el mundo típicamente oscilan entre 10 y 60 por ciento; algunos son superiores al 80 por ciento. La amplia variación se debe en gran parte a la diversidad de características de fluidos y reservorios para diferentes depósitos. El método es más útil al inicio de la vida del reservorio, antes de que se haya producido una extracción significativa.
El método del balance de materiales para un campo petrolero utiliza una ecuación que relaciona el volumen de petróleo, agua y gas que se ha producido de un reservorio y el cambio en la presión del reservorio para calcular el petróleo restante. Supone que, a medida que se producen fluidos del reservorio, habrá un cambio en la presión del reservorio que depende del volumen restante de petróleo y gas. El método requiere un análisis extenso de presión-volumen-temperatura y un historial preciso de presión del campo. Requiere algo de producción para ocurrir (típicamente 5% a 10% de la recuperación final), a menos que se pueda utilizar un historial de presión confiable de un campo con características de roca y fluido similares.
El método de la curva de declive utiliza datos de producción para ajustar una curva de declive y estimar la futura producción de petróleo. Las tres formas más comunes de curvas de declive son exponencial, hiperbólica y armónica. Se supone que la producción declinará en una curva razonablemente suave, por lo que se deben hacer ajustes para pozos cerrados y restricciones de producción. La curva puede expresarse matemáticamente o graficarse para estimar la producción futura. Tiene la ventaja de (implícitamente) incluir todas las características del reservorio. Requiere un historial suficiente para establecer una tendencia estadísticamente significativa, idealmente cuando la producción no está limitada por condiciones regulatorias u otras artificiales.
La experiencia muestra que las estimaciones iniciales del tamaño de los campos petroleros recién descubiertos suelen ser demasiado bajas. Con los años, las estimaciones sucesivas de la recuperación final de los campos tienden a aumentar. El término crecimiento de las reservas se refiere a los aumentos típicos en la recuperación final estimada que ocurren a medida que los campos petroleros se desarrollan y producen.
| País | Reservas (miles de millones de barriles) | Producción (miles de millones de barriles por año) | Relación Reservas/Producción |
|---|---|---|---|
| Venezuela | 296.5 | 2.257 | 131 |
| Arabia Saudita | 265.9 | 1.245 | 214 |
| Canadá | 178.8 | 0.439 | 407 |
| Irán | 157.8 | 0.551 | 286 |
| Irak | 142.5 | 0.255 | 559 |
| Kuwait | 101.5 | 0.551 | 184 |
| Emiratos Árabes Unidos | 97.8 | 0.549 | 178 |
| Rusia | 80.0 | 0.551 | 145 |
| Libia | 46.4 | 0.329 | 141 |
| Nigeria | 37.2 | 0.419 | 89 |
| Estados Unidos | 36.5 | 0.998 | 37 |
| China | 20.3 | 0.998 | 20 |
| México | 16.8 | 0.549 | 31 |
| Qatar | 15.2 | 0.199 | 76 |
| Brasil | 12.0 | 0.199 | 60 |
| Azerbaiyán | 7.0 | 0.199 | 35 |
| Ecuador | 8.3 | 0.055 | 151 |
| Total de las diecisiete principales reservas | 1,324.00 | 5.67 | 9,010 |
Se estima que entre 100 y 135 mil millones de toneladas (que equivale entre 133 y 180 mil millones de metros cúbicos de petróleo) de las reservas mundiales de petróleo se han utilizado entre 1850 y la actualidad.
Muchos países mantienen reservas petroleras controladas por el gobierno tanto por razones económicas como de seguridad nacional. Según la Administración de Información Energética de los Estados Unidos, aproximadamente 4.1 mil millones de barriles (650 millones de metros cúbicos) de petróleo están en reservas estratégicas, de las cuales 1.4 mil millones son controladas por el gobierno (m³ = metros cúbicos). Estas reservas generalmente no se cuentan al calcular las reservas petroleras de una nación.
Un sistema más sofisticado de evaluación de acumulaciones petroleras fue adoptado en 2007 por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE), el Consejo Mundial del Petróleo (WPC), la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo (AAPG) y la Sociedad de Ingenieros de Evaluación de Petróleo (SPEE). Incorpora las definiciones de 1997 para las reservas, pero agrega categorías para recursos contingentes y recursos prospectivos.
Los recursos contingentes son aquellas cantidades de petróleo estimadas, a una fecha determinada, para ser potencialmente recuperables desde acumulaciones conocidas, pero los proyectos aplicados aún no se consideran lo suficientemente maduros para el desarrollo comercial debido a una o más contingencias. Los recursos contingentes pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales no hay mercados viables, o donde la recuperación comercial depende de tecnología en desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación es insuficiente para evaluar claramente la viabilidad comercial.
Los recursos prospectivos son aquellas cantidades de petróleo estimadas, a una fecha determinada, para ser potencialmente recuperables desde acumulaciones no descubiertas mediante la aplicación de proyectos futuros de desarrollo. Los recursos prospectivos tienen tanto una probabilidad de descubrimiento como una probabilidad de desarrollo.
Los "recursos no convencionales" existen en acumulaciones petroleras que son pervasivas en una gran área. Ejemplos incluyen petróleo extra pesado, arenas petroleras y depósitos de esquisto petrolero. A diferencia de los "recursos convencionales", en los que el petróleo se recupera a través de pozos y típicamente requiere un procesamiento mínimo antes de la venta, los recursos no convencionales requieren tecnología especializada de extracción para producirse. Por ejemplo, se utilizan vapor y/o solventes para movilizar el bitumen para la recuperación in situ. Además, el petróleo extraído puede requerir un procesamiento significativo antes de la venta (por ejemplo, mejoradores de bitumen). La cantidad total de recursos de petróleo no convencionales en el mundo supera considerablemente la cantidad de reservas de petróleo convencionales, pero son mucho más difíciles y costosos de desarrollar.
Una evaluación de 2008 por parte del Servicio Geológico de los Estados Unidos estima que las áreas al norte del Círculo Polar Ártico tienen 90 mil millones de barriles (1.4×10¹⁰ m³) de petróleo no descubierto y técnicamente recuperable y 44 mil millones de barriles (7.0×10⁹ m³) de líquidos de gas natural en 25 áreas geológicamente definidas que se cree tienen potencial para petróleo. Esto representó el 13% del petróleo no descubierto esperado en el mundo. De los totales estimados, más de la mitad de los recursos de petróleo no descubierto se estimó que ocurren en solo tres provincias geológicas: Alaska Ártica, la Cuenca Amerasia y las Cuenca Rift del Este de Groenlandia. Más del 70% de los recursos medios de petróleo no descubierto se estimó que ocurren en cinco provincias: Alaska Ártica, Cuenca Amerasia, Cuenca Rift del Este de Groenlandia, Cuenca del Este de Barents y Oeste de Groenlandia-Este de Canadá. Se estimó además que aproximadamente el 84% del petróleo y gas ocurriría en aguas marítimas. El USGS no consideró factores económicos tales como los efectos del hielo marino permanente o la profundidad del agua oceánica en su evaluación de recursos de petróleo y gas no descubiertos. Esta evaluación fue más baja que una encuesta de 2000, que había incluido tierras al sur del Círculo Polar Ártico.
En junio de 2013, la Administración de Información Energética de los Estados Unidos publicó un inventario global de recursos estimados de petróleo y gas de esquisto recuperables, "Recursos de Petróleo y Gas de Esquisto Técnicamente Recuperables: Una Evaluación de 137 Formaciones de Esquisto en 41 Países Fuera de los Estados Unidos". El inventario está incompleto debido a la exclusión de petróleo y gas no convencional provenientes de otras fuentes además del esquisto como areniscas o carbonatos, formaciones bajo los grandes campos petroleros ubicados en Oriente Medio y la región del Mar Caspio, formaciones marítimas, o sobre las cuales hay poca información. Los recursos de petróleo de esquisto técnicamente recuperables estimados totalizan entre 335 y 345 mil millones de barriles.
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