Réserve pétrolière

Réserves prouvées dans les 5 plus gros pays détenteurs de réserves.

Définies par les ressources en gaz et pétrole « raisonnablement certaines » d'être produites, en utilisant les techniques actuelles, au prix actuel et selon les accords commerciaux et gouvernementaux en cours. Dans l'industrie, elles sont connues sous le nom 1P. Certains spécialistes utilisent l'appellation P90, car elles ont 90 % de chance d'être mises en production.

Définies par les ressources en gaz et en pétrole « raisonnablement probables » d'être produites, en utilisant les techniques actuelles, au prix actuel et selon les accords commerciaux et gouvernementaux en cours. Dans l'industrie, elles sont connues sous le nom 2P. Certains spécialistes utilisent l'appellation P50, car elles ont 50 % de chance d'être mises en production.

Définies comme "ayant une chance d'être développées en tenant compte de circonstances favorables". Dans l'industrie, elles sont connues sous le nom 3P. Certains spécialistes utilisent l'appellation P10, car elles ont 10 % de chance d'être mises en production.

Les réserves de pétrole et de gaz constituent un actif d’une compagnie pétrolière. L'enregistrement est le procédé par lequel les réserves sont additionnées au bilan d'une compagnie. Cela est effectué selon une série de règles édictées par la Society of Petroleum Engineers (SPE). Les réserves de toutes les sociétés cotées au New York Stock Exchange — ce qui en pratique ne concerne que les compagnies pétrolières internationales, qui contrôlent moins de 20 % des réserves prouvées en 2009 — doivent être déclarées à la Securities and Exchange Commission. Dans de nombreux cas ces réserves enregistrées sont vérifiées par des audits réalisés par des géologues extérieurs, bien que ce ne soit pas une obligation légale. La Securities and Exchange Commission rejette le concept de probabilité et interdit aux compagnies de ne pas mentionner les réserves probables et possibles dans leurs documents. Ainsi, les estimations officielles des réserves prouvées seront toujours à considérer en comparaison avec ce que les compagnies pétrolières pensent qu'il existe réellement. Pour des raisons pratiques, les compagnies utiliseront les réserves prouvées plus les estimations de réserves probables (2P), et pour des planifications à long terme elles se baseront principalement sur les réserves possibles (3P).

D'autres pays ont également leur propre autorité nationale concernant les réserves d'hydrocarbures (par exemple le GKZ, commission des réserves étatiques de Russie) auxquelles les compagnies présentes dans ces pays doivent se référer.

D'autres types de risques existent également : risque économique, risque technique, et le risque politique. Le risque économique est la probabilité que le pétrole existe mais ne puisse pas être produit aux prix et coûts actuels. Il y a une grosse quantité de pétrole qui tombe sous ce risque, ce qui explique que les économistes seront toujours plus optimistes que les géologues. Le risque technique est la probabilité que le pétrole existe mais ne puissent être exploité en utilisant les techniques actuellement disponibles. Encore une fois, une grosse quantité de pétrole tombe sous ce risque, comme les dépôts mondiaux de schiste bitumineux. Enfin, le risque politique est le risque que le pétrole existe mais ne puisse être exploité à cause de conditions politiques. Étant donné que la plus grande partie du pétrole mondial se trouve dans des pays instables politiquement, le risque politique est habituellement le risque le plus important et le plus difficile à quantifier.

Enfin, il y a le risque énergétique. Lorsque sur un puits, il faut consommer plus d'un litre de pétrole pour extraire un litre de pétrole, il se crée une nouvelle limite, indépendante du cours du baril, qui ne peut éventuellement être dépassée que par l'utilisation de nouvelles techniques.

Un exemple d’augmentation des réserves grâce à la technique est l’augmentation récente des réserves pétrolières canadiennes de 5 à 179 milliards de barils, plaçant le Canada à la deuxième place des réserves pétrolières mondiales. Il n’y a pas de risque géologique dans les sables bitumeux du Canada — leur existence est connue depuis des siècles. L'augmentation s'est passée grâce à la courbe d'apprentissage combinée avec le principe de technologie de rupture. En exerçant une politique de réduction des coûts importante, les compagnies ont réduit leurs coûts de production de 30 à 10 dollars par baril. Pendant ce temps la Alberta Oil Sands Technology and Research Authority a développé un nouveau procédé de filtrage par gravité assisté par vaporisation (steam assisted gravity drainage, SAGD) pour exploiter les sables bitumeux profonds. Dans le même temps, des améliorations dans le forage directionnel rendent les forages de puits SAGD horizontaux bien moins coûteux. Finalement, le Alberta Energy and Utilities Board (AEUB) entre ces nouveaux chiffres dans ses simulations informatiques, et en appuyant simplement sur une touche quadrupla les réserves de pétrole prouvées nord-américaines. Aucune nouvelle réserve n'avait été découverte, mais certaines réserves potentielles ayant juste franchi le seuil économique et technique d'exploitation.

Le pétrole offshore brésilien a fait l'objet de beaucoup de recherches, dans les années 2000, sous la houlette de Petrobras et de l'ANP. Ces recherches ont permis de découvrir plusieurs champs de grande importance (« supergéants »), parmi lesquels Tupi, découvert en 2007, avec 6,5 Gbbl[11], Iracema avec 1,8 Gbbl[11], Franco, découvert en 2010, avec 4,5 Gbbl[12] et Libra, découvert en 2010, avec 8 à 15 Gbbl[13] - [14]. Le Brésil, qui disposait de 14,9 Gbbl en 2009, a déclaré vouloir porter ses réserves à 35 Gbbl en 2014[15] ; les seuls champs cités ci-dessus, une fois leurs réserves officialisées, pourraient suffire à cet objectif, propulsant en quelques années le Brésil au 11^e rang mondial devant les États-Unis. Certains estiment que la région de Santos, au sud de Rio de Janeiro, pourrait receler à elle seule 33 Gbbl[16]. Des caractéristiques communes à ces nouveaux puits sont une grande profondeur d'eau (de l'ordre de 2 000 m), une grande profondeur forée (5 à 6 000 m), une couche antésalifère, un pétrole de bonne qualité commerciale (densité API 28-30). Il s'agit donc de conditions extrêmes sur le plan technique pour l'époque, Petrobras s'affirmant comme leader mondial dans ce domaine.

La production de pétrole conventionnel canadien atteint un pic en 1973, mais la production de pétrole venant des sables bitumineux devrait augmenter jusqu'au moins 2020 d'après les prévisions.

Dans les dernières années, les réserves pétrolières prouvées de l'Alberta furent relevées d'un total conventionnel d’environ 5 milliards de barils, à un niveau d’environ 180 milliards de barils, qui inclut les sables bitumineux de l'Athabasca , plaçant le Canada en deuxième place derrière l'Arabie saoudite. D’autres estimations (BP Statistical Review of World Energy) placent les réserves de pétrole du Canada dans la zone des 17 milliards de barils, en ne comptant que la portion des sables bitumineux actuellement développés/exploités. Entre 1973 et 2011, quelque 8 milliards de barils ont été extraits des sables bitumineux[17].

Bien que l'Alberta représente près de 75 % des réserves pétrolières conventionnelles canadiennes, la plupart des autres provinces et territoires (spécialement la Saskatchewan et les eaux territoriales au large de Terre-Neuve) détiennent aussi des réserves substantielles .

Les estimations des réserves de sable bitumineux peuvent être trompeuses parce que les sables bitumineux contiennent un type de pétrole, le bitume, lequel se présente sous un aspect semi-solide.

D'après les règles de la SEC américaine, les compagnies nord-américaine ne peuvent enregistrer officiellement les sables bitumineux comme réserve prouvée qu'après qu'elles ont terminé une mine à ciel ouvert ou une usine thermique pour les extraire et une raffinerie pour les convertir en pétrole brut de synthèse (syncrude). D'un autre côté, le gouvernement d’Alberta fonde ses estimations de réserves sur les forages et les siagraphies de 19 000 puits forés dans les sables bitumineux. L’Alberta utilise le terme « bitume brut » plutôt que « pétrole brut » et le terme « réserves établies » plutôt que « réserves prouvées » pour les différencier des estimations des compagnies pétrolières. Ces estimations n’attirèrent pas beaucoup d’attention jusqu’à ce que le prestigieux Oil and Gas Journal les ajoute à ses estimations des réserves prouvées de pétrole du Canada, ce qui quadrupla les réserves nord-américaines en un tour de main. La production de l'Alberta et les exportations canadiennes ont subitement augmenté en dépit du fait que les réserves de pétrole conventionnel de l’Alberta soient presque complètement épuisées.

Lorsque les prix du pétrole étaient bas, les sociétés exploitant les sables bitumineux comme Suncor Energy et Syncrude réduisirent leur coût à environ 20-30 US $/bbl. En conséquence, l'augmentation du prix du pétrole de 2004 à 2006 à plus de 75 $/bbl fut suffisante pour permettre la planification et le démarrage de projets d'exploitation de sables bitumineux de plus 100 milliards de dollars. La production de sables bitumineux de l'Alberta en 2005 était d'environ 0,4 milliard de barils par an. Il est prévu d'atteindre 0,7 milliard de barils par an, soit 67 % de la production de l'Alberta en 2010. La Canadian Association of Petroleum Producers a prédit que d’ici 2020, la production de pétrole du Canada sera de 1,75 milliard de barils par an, dont seulement 10 % seront du pétrole brut conventionnel léger ou moyen.

Les freins les plus importants pour le développement futur de cette industrie sont, d'une part, l'accès à des terminaux maritimes par oléoduc, dont plusieurs projets n'avaient toujours pas abouti en 2013 (Keystone XL, Northern Gateway) et, d'autre part, la pénurie sans précédent de travailleurs et de logements dans la région de Fort McMurray et dans l'ensemble de l'Alberta. Selon Statistique Canada en septembre 2006, le taux de chômage en Alberta était tombé à un niveau record, plus bas que dans n'importe quelle province canadienne ou État américain[18]. De même, le revenu par habitant enregistra une hausse de plus du double de la moyenne canadienne. Au niveau planétaire, la croissance économique de l'Alberta arrivait tout juste derrière celle de la Chine.

Les réserves de pétrole des États-Unis ont atteint un pic brusquement en 1970 après la découverte du champ géant de Prudhoe Bay en Alaska.

La production de pétrole des États-Unis a aussi atteint un pic en 1970. En 2005, les importations représentaient deux fois la production.

Les réserves pétrolières prouvées des États-Unis ont diminué jusqu'à un peu moins de 21 milliards de barils fin 2008 selon l'Energy Information Administration américaine, une diminution de 46 % par rapport aux 39 milliards de barils qu'elles atteignaient en 1970 lorsque les très grandes réserves de l'Alaska North Slope ('ANS') furent enregistrées. Depuis, il y a eu des millions de puits de pétrole forés aux États-Unis et il ne reste nul endroit où un champ pétrolier de la taille de l'ANS puisse être caché. Il semble donc que les réserves de pétrole des États-Unis soient en baisse durable. Lorsque les champs de pétrole se rapprochent de la fin de leur production, les estimations des quantités restantes deviennent plus précises. En conséquence, les chiffres américains de réserves pétrolières sont très précis comparés à ceux d’autres pays.

La production de pétrole avait atteint fin 1970 plus de 9 millions de barils par jour, mais est descendue à 5 millions de barils en 2008. La production à l'automne 2005 a même chuté temporairement à seulement 1,5 million de barils par jour à la suite des ouragans dans le golfe du Mexique — un niveau jamais vu depuis la Seconde Guerre mondiale. Dans le même temps, la consommation américaine de produits pétroliers a dépassé les 20 millions de barils par jour. La différence vient essentiellement des importations, avec comme principal fournisseur le Canada qui a accru ses exportations de pétrole brut et de produits raffinés vers les États-Unis à 0,8 milliard de barils par an fin 2005. Les importations de pétrole et de produits pétroliers représentent en 2008 près de la moitié du déficit commercial des États-Unis.

Avec la fermeture du gigantesque champ pétrolier de Prudhoe Bay (Alaska) pour des travaux de réparation d'oléoduc en août 2006, l'avenir immédiat paraît encore plus sombre, car la production de l'Alaska a diminué de moitié et l'ensemble de la production américaine de 8 %. BP, l’exploitant de Prudhoe Bay, n'avait pas voulu donner d'estimation sur la date de remise en service de l'oléoduc qui n'a eu lieu qu'en juin 2007[19].

Les États-Unis jouissent de la plus forte concentration de schiste bitumineux du monde, selon le Bureau of Land Management et détiennent, estime-t-on, 800 milliards de barils de réserves de pétrole, assez pour satisfaire la demande en pétrole des États-Unis (si elle reste aux niveaux actuels) pendant 110 ans. Le développement du schiste bitumineux est possible, car les prix du pétrole sont suffisamment élevés et la technique pour transformer le schiste bitumineux en pétrole est connue depuis le Moyen Âge.

Cependant, la principale contrainte au développement de l'exploitation du schiste bitumineux résidera probablement dans le fait que les sables bitumineux de l'Alberta, au Canada, sont moitié moins coûteux à produire, et que les États-Unis ont tout l'accès désiré à la production de sables bitumineux dans le cadre de l'Accord de libre-échange nord-américain (ALENA). De plus, le développement de la production du schiste bitumineux pose des problèmes environnementaux. Il se situe dans des zones semi-arides où les cicatrices des forages mettent des siècles à disparaître, et où prennent leur source plusieurs fleuves importants, notamment la Powder River, dans une région où le droit d'usage de l'eau importe beaucoup. En revanche, les sables bitumineux de l'Alberta se situent dans une région de taïga pratiquement inhabitée qui est régulièrement ravagée par des feux de forêt et dont les grandes rivières se jettent dans l’océan Arctique. Par conséquent, les schistes bitumineux ne seront probablement pas développés avant que la production de sables bitumineux ne soit bien engagée.

Alors que le gouvernement du Mexique affirme que ses réserves de pétrole dépassent 100 milliards de barils en janvier 2006, le prestigieux Oil and Gas Journal estimait ses réserves prouvées à seulement 12,9 milliards de barils. La raison de cet écart est que le pétrole peut exister en théorie mais, en pratique, la politique et les contraintes technico-économiques l'empêchent d'être développé. La constitution du Mexique donne à la société pétrolière d’État, la PEMEX, le monopole de la production pétrolière, et le gouvernement mexicain utilise la Pemex comme la source majeure de ses recettes, prélevant 60 % de ses revenus sous forme de taxes, selon le Business Week du 13 décembre 2004. En conséquence, Pemex n'a pas assez de capital pour développer seule les ressources et ne peut pas compter sur des partenaires étrangers pour fournir l'argent et la technique qui lui manquent.

Depuis 1979, le Mexique a produit la plupart du pétrole de son super géant Cantarell Field, qui était en 2003 le deuxième plus grand champ dans le monde sur la base de la production, mais qui a atteint son pic en 2003 et commencé son déclin final de production. En 1997, PEMEX a commencé un projet d'injection d’azote en quantité massive, procédé visant à maintenir le niveau d'extraction mais qui consomme la moitié de l’azote produit actuellement dans le Monde. Le recours à cette méthode a accéléré l'épuisement plutôt que d'ajouter de nouvelles réserves. En 2009, la production de Cantarell a été dépassée par celle du champ mitoyen de Ku-Maloob-Zaap.

Concernant ses autres champs, 40 % des réserves restantes du Mexique sont dans le champ de Chicontepec qui a été découvert en 1926, mais qui est resté sous-exploité parce que le pétrole est retenu dans de la roche imperméable. Les champs restant du Mexique sont beaucoup plus petits, plus coûteux à développer, et contiennent du pétrole brut lourd dont les acheteurs ne veulent pas. Ainsi, en se concentrant sur son meilleur champ pétrolier et en ignorant tout le reste, les réserves prouvées du Mexique ont chuté chaque année depuis une décennie, et il reste moins de 10 ans de réserve pétrolière au niveau de production actuel.

Bassin de pétrole lourd de l'Orénoque

Le Venezuela possèderait, selon les estimations de PDVSA, 1 300 milliards de barils de réserves non conventionnelles (OOIP pour Original Oil In Place), soit une quantité égale aux réserves conventionnelles mondiales. En 2009, l'USGS a estimé à 513 milliards de barils les réserves productibles de la seule région de l'Orénoque, aux conditions techniques actuelles. Les Orinoco tar sands du Venezuela, bien que très lourds par rapport à du pétrole classique (leur densité étant de 4 à 16 ° API), sont moins visqueux que les sables bitumineux de l'Athabasca du Canada, ce qui signifie qu'ils peuvent être produits plus facilement, mais sont situés à des profondeurs plus importantes (150 à 1 400 mètres)[20]. Le chiffre précédent était de 350 milliards de barils. Cette nouvelle estimation attribue au Venezuela les premières réserves mondiales, loin devant l'Arabie saoudite ; elle mérite d'être confirmée par d'autres sources, et le tableau des Réserves pétrolières par pays ci-dessous, sur base des valeurs 2008, n'en tient pas encore compte.

Le rapport annuel 2018 de BP estime les réserves du Venezuela fin 2017 à 303,2 milliards de barils (dont 224 Mds de barils de sables bitumineux de l'Orénoque), au premier rang mondial devant l'Arabie saoudite (266,2 Mds de barils)[21].

Le développement par le Venezuela de ses réserves non conventionnelles est principalement limité par les différentes agitations politiques qui ébranlent le pays. Entre fin 2002 et début 2003 une grève, ou plus précisément un blocage de la production opéré par les dirigeants de la compagnie nationale de production pétrolière[22], PDVSA, a provoqué une chute brutale de la production ainsi que le licenciement de la plupart de ses employés. Ceci a considérablement limité la capacité de développement et de production du Venezuela et forcé le pays à acheter du pétrole russe afin de pouvoir honorer ses engagements commerciaux envers d’autres pays. Le Venezuela déclare produire 3 millions de barils par jour, mais les analystes ainsi que la Energy Information Administration américaine estiment que cette production est plus proche de 2,6 millions de barils par jour. Il est difficile de vérifier la production réelle car la PDVSA a cessé d’envoyer ses rapports à la Securities and Exchange Commission américaine, l'équivalent américain de l'autorité des marchés financiers. Malgré cela, le Venezuela demeure le deuxième ou troisième fournisseur de pétrole des États-Unis, deux tiers de ses exportations pétrolières partant vers les États-Unis.

Les pays membres de l’OPEP ont décidé en 1985 de lier leurs quotas de production à leurs réserves. Ce qui paraissait alors sage provoqua une importante hausse des estimations ; afin d’augmenter leurs droits de production. Cet accroissement leur permit par ailleurs d'obtenir des emprunts plus importants à de meilleurs taux d'intérêt. C'est une raison supposée de l'augmentation des réserves de l'Irak en 1983, alors en guerre avec l’Iran.

Ali Samsam Bakhtiari, un ancien cadre dirigeant de la National Iranian Oil Company, a déclaré sans équivoque que les réserves pétrolières de l’OPEP (et particulièrement celles de l’Iran) sont largement surestimées. Dans un entretien de juillet 2006[23], il affirme que la production pétrolière mondiale a atteint son pic et prédit qu’elle chutera de 32 % d’ici à 2020.

Le total des réserves déclarées est de 701 milliards de barils, dont 317,54 sont douteux (l’année 2004 a été ajoutée plus tard).

Réserves pétrolières de l’OPEP 1980-2008.

La table suggère que, premièrement, les pays de l’OPEP déclarent que la découverte de nouveaux champs, année après année, remplace exactement ou presque exactement la quantité produite, puisque les réserves déclarées varient très peu d'une année à l'autre. Par exemple, l’Arabie saoudite extrait 3 milliards de barils par an, qui doivent diminuer les réserves d'autant. Cependant, Abou Dabi, aux Émirats arabes unis, déclare exactement 92,2 milliards de barils depuis 1988, mais en 16 ans, 14 milliards de barils ont été extraits.

Il y a aussi beaucoup de concurrence entre États. Par exemple, le Koweït a déclaré 90 milliards de barils de réserves en 1985, l’année du lien entre production et réserves. Abou Dabi et l’Iran répondirent avec des chiffres légèrement plus hauts, pour obtenir des quotas de production similaires. Saddam Hussein, craignant d’être distancé par des nations qu’il n’aimait pas, répliqua avec environ 100. Apparemment, avec une telle augmentation des réserves supposées, l’Arabie saoudite fut forcée de répondre, deux ans plus tard, avec sa propre révision.

D’autres exemples suggèrent l’inexactitude des estimations de réserves officielles :

• En janvier 2006, le magazine Petroleum Intelligence Weekly déclara que les réserves du Koweït étaient réellement seulement de 48 milliards de barils, dont seulement 24 milliards étaient « complètement prouvées », appuyant cette information sur des « fuites » de documents officiels koweïtiens. Cette estimation est la moitié de l’officielle.
• La société Shell annonça le 9 janvier 2004 que 20 % de ses réserves devaient être reclassées de prouvées à possibles (incertaines). Cette annonce conduisit à une chute de la valeur de l’action ; un procès tenta difficilement de prouver que la valeur de l'entreprise avait été frauduleusement surévaluée. Plus tard, Shell a révisé ses estimations des réserves trois fois, les réduisant à 10 133 millions de barils (contre 14 500 millions). Le président de Shell, Phil Watts, démissionna.
• On peut voir sur le tableau que les réserves déclarées par le Koweït avant et après la guerre du Golfe sont les mêmes, 94 milliards de barils, malgré le fait que d’immenses incendies de puits de pétrole allumés par les soldats irakiens aient brûlé approximativement 6 milliards de barils.
• Pemex (compagnie d'État du Mexique) en septembre 2002 a décru ses estimations de réserve de 53 %, de 26,8 à 12,6 milliards de barils. Plus tard, l'estimation fut augmentée à 15,7 milliards.
• Il existe d’autres exemples de réserves sous-estimées. En 1993, les réserves de la Guinée équatoriale étaient limitées à certains champs insignifiants; le Oil And Gas Journal les estimait à 12 millions de barils. Deux champs géants et plusieurs plus petits ont été découverts, mais les nombres annoncés sont restés inchangés jusqu’en 2003. En 2002, le pays avait encore 12 millions de barils de réserves selon le journal, alors qu’il produisait 85 millions de barils la même année. Les réserves de l’Angola s’établissaient à 5,4 milliards de barils, de 1994 à 2003, malgré la découverte de 38 nouveaux champs de plus de 100 millions de barils chacun.

Notons cependant que la définition de réserves prouvées varie d'un pays à l'autre. Aux États-Unis, la règle conservatrice est de classer comme prouvées seulement les réserves qui sont en cours de production. D'autre part, l'Arabie saoudite qualifie de réserves prouvées, les champs connus pas encore en production. Le Venezuela inclut les pétroles non conventionnels (bitumes) de l'Orénoque, dans sa réserve de base.

Avec un quart des réserves pétrolières prouvées et les coûts de production parmi les plus bas au monde, l’Arabie saoudite produit plus de 3 milliards de barils de pétrole par an et restera probablement le principal exportateur de pétrole dans un futur prévisible.

Selon l’Oil and Gas Journal, l’Arabie saoudite détient 262 milliards de barils de réserves de pétrole prouvées, soit à peu près un quart des réserves mondiales conventionnelles prouvées de pétrole. Bien que l'Arabie saoudite dispose d'environ 80 champs pétrolifères et gaziers, plus de la moitié de ses réserves sont dans seulement quatre champs, et plus de la moitié de sa production provient d'un seul champ, le champ Ghawar.

Un des défis pour les Saoudiens pour maintenir ou augmenter leur production est que la production de leurs champs actuels diminue de 5 à 12 % par an, nécessitant donc une capacité annuelle supplémentaire équivalente. L'agence internationale de l'Énergie a prédit que la production de pétrole saoudienne doublera au cours des deux prochaines décennies, prévoyant une extraction de 7 milliards de barils par an en 2020.

L'Iran a les deuxièmes réserves mondiales conventionnelles de pétrole brut avec approximativement 9 % du pétrole mondial.

L’Iran produit en moyenne environ 1,5 milliard de barils par an, en très net retrait par rapport aux 6 milliards de barils par an qu’il produisait quand le shah d’Iran était au pouvoir. Les États-Unis interdisent l'import de pétrole iranien, ce qui limite sa dépendance, mais ne réduit pas la probabilité qu'une interruption de la production iranienne provoque une forte poussée des prix du pétrole dans le monde. Les pressions américaines sur l'Iran pour qu'il renonce au programme nucléaire iranien présentent un risque élevé de confrontation militaire, et les risques politiques sur le pétrole iranien pèsent beaucoup plus lourd que les risques géologiques.

L’Irak dispose des quatrièmes réserves conventionnelles de pétrole du monde avec 112 milliards de barils. En dépit de ses vastes réserves et de prix de revient peu élevés, la production n'a pas récupéré depuis l'invasion de l'Irak en 2003 menée par les États-Unis. Un pillage permanent, des attaques des insurgés, et le sabotage des champs pétroliers ont limité la production à environ 0,5 milliard de barils par an au mieux. Le risque politique est ainsi la principale contrainte de la production pétrolière irakienne et le restera probablement dans le futur proche.

En 2009-2010, profitant d'une relative accalmie politique, l'Irak met sur le marché un grand nombre de blocs qui sont rapidement attribués[24] - [25] - [26] ; le ministre de l'énergie envisage d'atteindre 12 Mbbl/j d'ici 2018, ce qui ferait de l'Irak le premier producteur mondial ; cette politique, affichée en pleine période de dépression et de faiblesse de la demande, risque de mener l'Irak à l'affrontement avec l'Arabie saoudite[26].

Les Émirats arabes unis et le Koweït sont presque à égalité avec les cinquièmes plus grandes réserves conventionnelles de pétrole dans le monde avec 98 et 97 milliards de barils, respectivement. Les ÉAU produisent environ 0,8 milliard de barils par an et ont environ 100 ans de réserve à ce taux alors que le Koweït produit environ la même quantité et a à peu près 100 ans de réserve. Abou Dabi possède 94 % des réserves pétrolières des ÉAU alors que la plupart des réserves pétrolières du Koweït sont dans le champ Burgan, le deuxième plus grand champ de pétrole après le champ Ghawar d'Arabie saoudite. Le Koweït espère intensifier sa production de pétrole pour atteindre une capacité de 4 millions bbl/j d'ici 2020, mais vu que le gisement Burgan a été trouvé en 1938 et devient très mature, ce sera un challenge. De plus, selon des fuites de la Kuwait Oil Company (KOC), les réserves pétrolières restantes prouvées et non prouvées du Koweït sont seulement la moitié des chiffres officiels - 48 milliards de barils.

Note : ce tableau est un travail en cours, et toutes les classifications de pays ne sont pas correctes.

Données issues de et du rapport annuel Statistical Review of World Energy de BP.
¹ membre de l'Opep. Ces pays ont connu un pic « artificiel » avec l'établissement des quota, mais la plupart ne pourront jamais rejoindre les chiffres de production de cette époque. Il en va de même pour quelques pays non-Opep comme Brunei et Trinidad, qui eux aussi ont volontairement restreint leur production dans les années 1970.
² anciens membres de l'Opep.

• World Petroleum Council, Petroleum Ressources Management System
• World Petroleum Council, Guidelines for Application of the Petroleum Resources Management System (2011)
• Various, The Oil Industry of the Former Soviet Union: Reserves, Extraction, Transportation (1998, pg. 24-59), (ISBN 90-5699-062-4)
• Adams Neal, Terrorism & Oil (2002, pg.66), (ISBN 0-87814-863-9)
• Robert J Art, Grand Strategy for America (2003, pg.62), (ISBN 0-8014-4139-0)
• Paul Roberts, The End of Oil, (2004 p. 47-p. 52), Bloomsbury, pbk, (ISBN 0-7475-7081-7)
• Jean-Luc Wingert, La Vie après le pétrole, éditions Autrement, 2005, pages 57 à 79

• Ressources et consommation énergétiques mondiales
• Région pétrolifère
• Pétrole
• Pétrole non conventionnel
• Exploration pétrolière
• Pic pétrolier
• Réserve stratégique de pétrole
• Association for the Study of Peak Oil and Gas
• Étude des gisements

• Society of Petroleum Engineers: Petroleum Reserves & Resources Definitions
• U.S. Department of Energy Office of Fossil Energy information on managed reserves
• U.S. Department of Energy International Energy Outlook July 2005
• U.S. Department of Energy Annual Energy Outlook 2006
• Oil-Gas-News.Com.