オイルサンド

カナダのアルバータ州にあるアサバスカオイルサンドは、合成原油重質油、ウェスタンカナディアンセレクト（WCS）にアップグレードできるビチューメンの非常に大きな供給源です。
アメリカ合衆国カリフォルニア州産のタール砂岩

オイルサンド[ a ]は、非在来型石油鉱床の一種です。オイルサンドは、砂、粘土、水が自然に混合され、ビチューメン（非常に粘性の高い石油の一種）を含んだ、ゆるい砂、または部分的に固められた砂岩です。

カナダ、[ 1 ] [ 2 ]カザフスタン、ロシア、ベネズエラでは、重要なビチューメン鉱床が報告されています。世界の石油埋蔵量は2兆バレル（3200億立方メートル）以上と推定されています。[ 3 ]ビチューメンの確認埋蔵量は約1000億バレルです。[ 4 ]また、天然ビチューメンの総埋蔵量は世界全体で249.67 Gbbl（39.694 × 10 9  m 3 ）と推定されており、そのうち176.8 Gbbl（28.11 × 10 9  m 3）、つまり70.8%はカナダのアルバータ州にあります。[ 1 ]^^

原油ビチューメンは、粘度が高く粘稠な原油の一種で、加熱するか、軽質原油や天然ガスコンデンセートなどの軽い炭化水素で希釈しない限り流動しないほどの粘稠性を持つ。室温では、冷たい糖蜜のような性質である。[ 5 ]ベネズエラの オリノコベルトはオイルサンドと呼ばれることもあるが、これらの鉱床は非ビチューメンであり、粘度が低いため重質油または超重質油に分類される。 [ 6 ]天然ビチューメンと超重質油は、バクテリアによって従来の原油から分解された程度が異なる。

1973年と1979年の原油価格の高騰と、改良された抽出技術の開発により、オイルサンドの採算のとれる抽出と処理が可能になった。他のいわゆる非在来型の石油抽出方法とともに、オイルサンドは不燃性炭素の議論に巻き込まれる一方で、エネルギー安全保障にも貢献し、国際価格カルテルであるOPECに対抗する役割も果たしている。石油気候指数によると、オイルサンド原油からの炭素排出量は、在来型の石油よりも31%高い。[ 7 ]カナダ天然資源省（NRCan）によると、カナダでは、オイルサンド生産全般、特に原位置抽出が、2005年から2017年にかけての国の温室効果ガス排出量の増加に最も大きく寄与している。[ 8 ]

歴史

瀝青質の鉱床や湧出帯の利用は旧石器時代にまで遡ります。[ 9 ]瀝青の最古の使用は、約4万年前のネアンデルタール人によるものです。シリアの遺跡では、ネアンデルタール人が使用した石器に付着した瀝青が発見されています。ホモ・サピエンスが到来した後、人類は建物の建設や葦船の防水などに瀝青を使用しました。古代エジプトでは、ミイラの作製において瀝青の使用が重要でした。[ 10 ]

古代において、ビチューメンは主にメソポタミア産の物資であり、シュメール人やバビロニア人によって利用されていましたが、レバントやペルシャでも発見されていました。チグリス川とユーフラテス川沿岸には、純粋なビチューメンの湧出が数百箇所も点在していました。メソポタミア人は、船や建物の防水材としてビチューメンを使用していました。ヨーロッパでは、フランスの都市ペッヘルブロン近郊で広く採掘されており、1742年には蒸気分離法が使用されていました。[ 11 ] [ 12 ]

カナダでは、先住民族が先史時代初期からアサバスカ川とクリアウォーター川沿いの湧き出るビチューメンを、白樺の樹皮でできたカヌーの防水材として利用していました。カナダのオイルサンドがヨーロッパ人に初めて知られるようになったのは、1719年、ワ・パ・スーという名のクリー族がサンプルをハドソン湾会社の毛皮商人ヘンリー・ケルシーに持ち込んだ時です。ケルシーは日誌にそのオイルサンドについて記しています。毛皮商人のピーター・ポンドは1778年、クリアウォーター川をアサバスカ川まで漕ぎ下り、堆積物を見て「地面を流れるビチューメンの泉」について記しています。 1787年、毛皮商人で探検家のアレクサンダー・マッケンジーは北極海に向かう途中でアサバスカのオイルサンドを発見し、「アサバスカ川とクリアウォーター川の分岐点から約24マイルのところに瀝青質の泉があり、そこには20フィートの棒を少しの抵抗もなく差し込めるだろう」とコメントした。[ 13 ]

オイルサンドの石油採掘事業のコスト

ノルウェーに拠点を置く「独立系エネルギー調査・コンサルティング会社」であるリスタッド・エナジーは、2019年5月に「世界の回収可能液体資源の総量を損益分岐価格でランク付けした「供給コスト曲線の最新版」の比較において、オイルサンド産原油の平均損益分岐価格は2019年で83米ドルであり、世界の他のすべての「主要な石油生産地域」と比較して最も生産コストが高いと報告した。[ 14 ] [ b ]国際エネルギー機関も同様の比較を行った。[ 15 ]

アサバスカ油田産のウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）のように、潮間帯へのアクセスが困難な重質で酸性の原油の1バレルあたりの価格は、ウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）のような軽質で酸性の原油とは価格差があります。価格は、原油の品位（比重、 API 、硫黄含有量などの要因によって決定）と、産地（例えば、潮間帯や製油所 への近さ）に基づいて決定されます。

オイルサンドの石油採掘事業では生産コストが非常に高いため、損益分岐点は、サウジアラビア、イラン、イラク、米国で生産されるようなより軽質で甘い油よりもはるかに高くなります。[ 14 ] 1973年のアラブ石油禁輸、1979年のイラン革命、1990年のペルシャ湾危機と戦争、2001年9月11日の攻撃、2003年のイラク侵攻により、世界の石油価格がピークに達したため、オイルサンドの生産は拡大し、繁栄しました。[ 16 ]好景気の後には不況が訪れ、 1980年代に世界の石油価格が下落し、1990年代の世界的不況期と2003年に再び下落しました。[ 17 ]

命名法

タールサンドという名称は、19世紀後半から20世紀初頭にかけて、瀝青質砂に用いられた。[ 18 ]この時代に瀝青質砂を目にした人々は、都市の暖房や照明用の石炭ガス製造の副産物として都市部に大量に生成されるタール残留物を知っていた。[ 19 ]これらの天然の瀝青質堆積物を「タール」と呼ぶのは、実際には誤称である。なぜなら、化学的に言えば、タールは有機物（通常は石炭）の破壊蒸留によって生成される人工物質だからである。[ 20 ]

それ以来、燃料としての石炭ガスはほぼ完全に天然ガスに置き換えられ、道路舗装材としてのコールタールは石油製品のアスファルトに置き換えられました。天然に存在するビチューメンは化学的にはコールタールよりもアスファルトに近く、産出地域の産業界ではタールサンドよりもオイルサンド（またはオイルサンド）という用語が一般的に使用されています。これは、ビチューメンから合成油が製造されることと、 [ 20 ]タールサンドという用語が政治的に国民に受け入れられにくいという認識があるためです。 [ 21 ]オイルサンドは現在、従来の原油の代替品となっています。[ 22 ]

地質学

世界最大のオイルサンド鉱床はベネズエラとカナダにあります。両国の鉱床の地質は概ね類似しています。これらは、API度20度を超える重質油、超重質油、および／またはビチューメンを含む広大な鉱床であり、大部分は同様の特性を持つ未固結砂岩中に存在します。ここでの「未固結」とは、砂の多孔性が高く、凝集力がほとんどなく、引張強度がほぼゼロであることを意味します。砂は油で飽和しているため、硬い砂岩に固結することができません。[ 6 ]

リソースのサイズ

両国の資源規模は、原油埋蔵量（OOIP）で3.5～4兆バレル（5,500～6,500億立方メートル）規模である。[ 23 ]原油埋蔵量は必ずしも石油埋蔵量ではなく、生産できる量は技術の進歩に依存する。1985～2000年にかけてカナダで急速な技術開発が進んだ結果、蒸気補助重力式ドレン法（SAGD）などの技術が生まれ、従来の方法に比べOOIPの回収率が大幅に向上した。アルバータ州政府は、現在の技術ではビチューメンと重質油の10％を回収でき、回収可能な石油埋蔵量は約2,000億バレル（320億m3）になると見積もっている。ベネズエラは回収可能な石油を2,670億バレル（420億m3）と見積もっている。[ 6 ]これにより、カナダとベネズエラは、世界最大の石油埋蔵量を誇るサウジアラビアと同等の地位に就くことになる。

主要鉱床

世界には数多くのオイルサンドの鉱床があるが、最大かつ最も重要なのはカナダとベネズエラにあり、カザフスタンとロシアにも小規模の鉱床がある。これらの国のオイルサンドに含まれる非在来型石油の総量は、他のすべての国の在来型石油の埋蔵量を合わせた量を上回る。カナダのアルバータ州とサスカチュワン州には、 3,500億立方メートル（2兆2,000億バレル）を超える広大なビチューメン鉱床が存在する。この石油の30％を採掘できれば、2002年の消費量で北米全体の需要を100年以上供給できる。これらの鉱床は豊富な石油を意味するが、安価な石油ではない。石油を抽出し、製油所に輸送するには高度な技術が必要である。[ 24 ]

カナダ

西カナダ堆積盆地（WCSB）のオイルサンドは、太平洋プレートが北アメリカプレートを西から押し寄せ、かつては大きかった島々を運んでカナダのロッキー山脈が形成された結果生じたもので、現在ではブリティッシュコロンビアの大部分を構成している。この衝突によりアルバータ平原が圧縮され、ロッキー山脈が平原より上に隆起して山脈が形成された。この造山運動により、アルバータの大部分の下にある堆積岩層がかなり深くまで埋められ、地下温度が上昇して巨大な圧力鍋効果が生じ、深く埋まった有機物が豊富な頁岩中のケロジェンが軽質油と天然ガスに変換された。[ 6 ] [ 25 ]これらの根源岩はアメリカのいわゆるオイルシェールに似ていたが、後者はケロジェンが液体石油に変換されるほど深く埋まったことがない。

この衝上断層運動によって、アルバータ州の地下の大部分を占める白亜紀以前の堆積性岩石層も傾き、アルバータ州南西部の岩石層はロッキー山脈付近で深さ 8 km (5 マイル) まで陥没したが、北東部では深さがゼロとなり、地表に露出しているカナダ楯状地の火成岩に押し付けられている。この傾斜は地表では明らかではない。生じた溝は山からの浸食物質で埋められているからである。軽質油は、アルバータ州の地下の層に存在する複雑な白亜紀以前の不整合に沿って、南西部のロッキー山脈から北東部のカナダ楯状地に向かって流体輸送によって上方に移動した。南西から北東への石油の移動総距離は、およそ 500 ～ 700 km (300 ～ 400 マイル) であった。北東部の堆積層の浅い深部では、原油が地表に近づくにつれて大規模な微生物分解が起こり、粘度が高く動きにくくなりました。残りの原油のほとんどは、アルバータ州最北部、中期白亜紀（1億1500万年前）の砂・シルト・頁岩層に覆われ、厚い頁岩に覆われています。一方、ビチューメンよりも軽い重質油は、アルバータ州とサスカチュワン州の州境に沿ってサスカチュワン州まで広がり、モンタナ州との州境に近づく「重油ベルト」で大量に発見されています。サスカチュワン州はアルバータ州に隣接していますが、大規模なビチューメン鉱床はなく、10°APIを超える重質油の大規模な貯留層のみがあることに留意してください。[ 6 ] [ 25 ]

カナダのオイルサンドのほとんどは、アルバータ州北部の3つの主要な鉱床にあります。北北東部アルバータ州のアサバスカ・ワビスコー・オイルサンド、東北東部アルバータ州のコールド・レイク鉱床、および北西部アルバータ州のピース・リバー鉱床です。これらを合わせると、イングランドよりも広い14万平方キロメートル（54,000平方マイル）以上の面積を覆い、およそ1.75 Tbbl（280 × 10 9  m 3）の原油ビチューメンが含まれています。アルバータ州政府は、現在の技術を使用して、現在の価格で原油の約10％ 、または173 Gbbl（27.5 × 10 9  m 3）が回収可能と推定しており、これはカナダの石油埋蔵量の97％、北米の石油埋蔵量全体の75％に相当します。[ 2 ]アサバスカ鉱床は地表から採掘できるほど浅い地域を持つ世界で唯一の鉱床ですが、アルバータ州の3つの地域はすべて、循環蒸気刺激法（CSS）や蒸気補助重力排水法（SAGD）などの原位置法を使用した生産に適しています。 ^^

カナダ最大のオイルサンド鉱床であるアサバスカオイルサンドは、アルバータ州フォートマクマレー市を中心とするマクマレー層にあります。フォートマクマレーの北約50 km（30マイル）で地表（埋没深度ゼロ）に露出しており、フォートマクマレーには巨大なオイルサンド鉱山が建設されていますが、フォートマクマレーの南東では深さ400 m（1,300フィート）の深さにあります。回収可能な石油の約20％を含むオイルサンドエリアのわずか3％が露天掘りで生産できるため、残りの80％は現場採掘井を使用して生産する必要があります。カナダの他の鉱床は深さ350〜900 m（1,000〜3,000フィート）にあり、現場生産が必要です。[ 6 ] [ 25 ]

アサバスカ
アサバスカ川沿いのフォートマクマレー市

アサバスカオイルサンド（アサバスカタールサンドとも呼ばれる）は、カナダのアルバータ州北東部に位置する、重質で粘稠な石油であるビチューメンを豊富に含むオイルサンドの大規模な鉱床です。この埋蔵量は世界最大級の非在来型石油の産出地であり、カナダを世界のエネルギー市場における重要なプレーヤーにしています。 [ 26 ]

2023年時点で、カナダのオイルサンド産業は、西カナダおよびニューファンドランド・ラブラドール州近くの沖合石油施設とともに生産量を増やし続けており、2024年には推定10％増加して年末には過去最高の日量約530万バレルに達すると予測されている。[ 27 ]生産量の急増は、主にアルバータ州のオイルサンドの成長によるものである。[ 27 ]西海岸への唯一の石油パイプラインであるトランスマウンテンパイプラインの拡張により、この増加がさらに促進され、その容量は現在の日量30万バレルから日量89万バレルに大幅に増加する予定である。[ 28 ] [ 27 ]この成長にもかかわらず、生産量は2024年以降頭打ちになる可能性があり、長続きしない可能性があるという警告がある。[ 27 ]カナダの予想される石油生産量の増加は、米国などの他の主要生産国のそれを上回っており、同国は2024年に世界の原油生産量の増加の重要な原動力になる態勢が整っている。 [ 27 ]これらの資源の開発は、経済発展、エネルギー安全保障、環境への影響、特にオイルサンドからの排出に関する議論を巻き起こし、石油・ガス部門の排出規制に関する議論を促している。[ 27 ] [ 29 ] [ 30 ] [ 31 ] [ 32 ] [ 33 ] [ 34 ]

アルバータ州政府エネルギー省、[ 35 ]アルバータ州エネルギー規制局（AER）、カナダ石油生産者協会（CAPP ）によると、アサバスカオイルサンドは、近くのピース川とコールドレイク のオイルサンド鉱床とともに、141,000平方キロメートル（54,000平方マイル）の北方林と泥炭湿原の下に広がっています。

コールドレイク
サスカチュワン州メドウレイク州立公園から見たコールドレイク

コールドレイク・オイルサンドは、アルバータ州の州都エドモントンの北東、サスカチュワン州との国境付近に位置しています。コールドレイク鉱床の一部はサスカチュワン州にあります。アサバスカ・オイルサンドよりも規模は小さいものの、コールドレイク・オイルサンドは、一部の油が従来の方法で抽出できるほど流動性が高いため、重要な資源です。コールドレイク・ビチューメンは、アルバータ州の他の主要なオイルサンドよりもアルカンが多くアスファルテンが少なく、油の流動性が高いです。[ 36 ]そのため、生産にはサイクリック・スチーム・スティミュレーション（CSS）が一般的に用いられています。

コールドレイク・オイルサンドは、アルバータ州ボニービルを中心とするほぼ円形の層です。推定600億立方メートル（3,700億バレル）以上の超重質原油が埋蔵されています。この油は粘性が高いものの、アサバスカ・オイルサンドに比べるとかなり低く、硫黄分もやや少ないです。鉱床の深さは400～600メートル（1,300～2,000フィート）で、厚さは15～35メートル（49～115フィート）です。[ 24 ]地表採掘を行うには深すぎます。

オイルサンドの多くは、カナダ軍基地コールドレイクにあります。コールドレイク空軍基​​地のCF-18ホーネット戦闘機は、カナダ領空の西半分を防衛し、カナダの北極圏をカバーしています。コールドレイク空中兵器実験場（CLAWR）は、巡航ミサイルの試験を含む、世界最大級の実弾投下実験場の一つです。オイルサンドの生産が拡大するにつれ、様々なセクターが空域、土地、そして資源へのアクセスをめぐって競争を繰り広げており、油井の掘削と生産は著しく複雑化しています。

ピース川
ピース リバー オイル サンドの鉱床はアルバータ州西部にあり、より大きくよく知られているアサバスカ オイル サンドよりも深いところにあります。

アルバータ州北西部中央に位置するピースリバーオイルサンド鉱床は、西カナダ堆積盆地層の4つの大きなオイルサンド鉱床[ 37 ]の中で最小のものである。[ 37 ]

ピース川のオイルサンドは、一般的にピース川の流域に存在します。

ピースリバー・オイルサンド鉱床は、州内で最も小さい。最大のアサバスカ・オイルサンドは東部に位置している。2番目に大きいコールドレイク・オイルサンド鉱床はアサバスカの南に位置し、ワバスコ・オイルサンドもアサバスカの南にあり、通常はアサバスカと繋がっている。[ 37 ]ペトロリアム・エコノミスト誌によると、オイルサンドは70カ国以上で産出されているが、その大部分はこれら4つの地域に集中しており、その面積は約77,000平方キロメートル（30,000平方マイル）に及ぶ。[ 38 ] 2007年、世界エネルギー会議は、これらのオイルサンド地域には、当時世界で発見されたビチューメンの少なくとも3分の2が含まれていると推定しました。 [ 39 ]原油埋蔵量（OOIP）は260,000,000,000立方メートル（9.2 × 10 12  cu ft）（1.6兆バレル）で、これは従来の石油の世界の総埋蔵量に匹敵する量です。

アサバスカのオイルサンドは地表に近いため、露天掘りで砂をすくい上げ、中央の場所に運んで処理することができますが、ピース川の鉱床は深すぎると考えられており、蒸気補助重力排水法（SAGD）と冷間重質油砂生産法（CHOPS）を使用して現場で採掘されています。[ 40 ]

ベネズエラ

東ベネズエラ盆地はWCSBに似た構造をしているが、規模は小さい。シエラ・オリエンタル山脈の前面からガイアナ楯状地の火成岩に挟まれたオリノコオイルサンドまでの原油の移動距離は、わずか200～300km（100～200マイル）程度である。[ 41 ]原油輸送の流体力学的条件も同様で、シエラ・オリエンタル山脈の隆起によって深く埋もれた根源岩が軽質の原油を生成し、それが南に向かって上昇し、地表近くでの生物分解による粘度上昇によって徐々に固定化された。オリノコ鉱床はカナダの鉱床と同様に、連続した厚い頁岩に覆われた前期第三紀（5000万～6000万年前）の砂・シルト・頁岩層である。

ベネズエラでは、オリノコベルトのオイルサンドは深さ350～1,000メートル（1,000～3,000フィート）に及び、地表に露出しているものはない。鉱床は東西に約500キロメートル（300マイル）、南北に50～60キロメートル（30～40マイル）あり、カナダの鉱床を合わせた面積よりはるかに狭い。一般に、カナダの鉱床はベネズエラのものよりはるかに広い地域で発見され、より広範な特性を持ち、より多様な貯留層タイプを有するが、関連する地質学的構造とメカニズムは類似している。主な違いは、ベネズエラの砂の中の石油はカナダのものより粘性が低いため、一部は従来の掘削技術で採掘できるものの、カナダのように地表に近づくものはないため、露天掘りでは採掘できないことである。カナダの鉱床は、ほぼすべて採掘または新しい非従来型の技術の使用によって生産される必要があります。

オリノコ
オリノコ川のパノラマ

オリノコ・ベルトは、ベネズエラのオリノコ川東部流域南部の帯状の地域であり、世界最大級の石油鉱床の一つを覆っています。オリノコ・ベルトは川の流域に沿っており、東西に約600キロメートル（370マイル）、南北に約70キロメートル（43マイル）の範囲に及び、面積は約55,314平方キロメートル（21,357平方マイル）です。

オイルサンドは、超重質原油の大規模な鉱床から構成されています。ベネズエラの重質油の埋蔵量は約1,200ギガバレル（190 × 10 9  m 3）で、世界の軽質油の埋蔵量とほぼ同等と推定されています。[ 1 ]^

2009年、米国地質調査所（USGS）は、石油埋蔵量の推定値を513ギガバレル（81.6 × 10 9  m 3）に引き上げ、「技術的に回収可能（現在利用可能な技術と産業慣行を用いて生産可能）」としました。経済的に回収可能な石油の量については推定されていません。[ 42 ]^

その他の預金

メルヴィル島の位置

アルバータ州の3つの主要なカナダオイルサンドに加えて、カナダには4番目の主要なオイルサンドの鉱床があります。それは、カナダ北極諸島のメルビル島オイルサンドですが、あまりに遠く離れているため、近い将来に商業生産が期待できません。

カナダとベネズエラの超巨大オイルサンド鉱床[ 43 ]のほかにも、多数の国に小規模オイルサンドの鉱床が存在します。アメリカ合衆国では、主にユタ州東部に超巨大[ 43 ]オイルサンド資源が集中しており、カーボン郡、ガーフィールド郡、グランド郡、ユインタ郡、ウェイン郡の8つの主要鉱床に計32 Gbbl (5.1 × 10 9  m 3 ) の石油 (既知および潜在的) が埋蔵されています。[ 44 ]アメリカ合衆国のオイルサンドはカナダのオイルサンド鉱床よりはるかに小規模であるだけでなく、炭化水素で湿潤であるのに対し、カナダのオイルサンドは水で湿潤です。[ 45 ]このため、ユタ州のオイルサンドの抽出には、アルバータ州のオイルサンドとは多少異なる技術が必要です。 ^

ロシアは主に2つの地域にオイルサンドを保有しています。東シベリアのツングースカ盆地には豊富な資源があり、最大の鉱床はオレニョクとシリギルです。その他の鉱床は、ティマン・ペチョラ盆地とヴォルガ・ウラル盆地（タタールスタン共和国とその周辺）にあります。タタールスタン共和国は、在来型石油の産出地として重要な、しかし成熟した地域であり、浅いペルム紀層に大量のオイルサンドが埋蔵されています。[ 1 ] [ 46 ]カザフスタンでは、北カスピ海盆地に大規模なビチューメン鉱床が存在します。

マダガスカルには、チミロロとベモランガという2つの重質オイルサンド鉱床があり、チミロロではパイロット井からすでに少量の石油が産出されている。[ 47 ]また、計画の初期段階では大規模な採掘も行われている。[ 48 ]コンゴ共和国の埋蔵量は0.5～2.5 Gbbl（79 × 10 6～397 × 10 6  m 3）と推定されている。 ^^

生産

瀝青質砂は非在来型石油の主要な供給源であるが、大規模な商業用オイルサンド産業を有するのはカナダのみである。2006年、カナダのビチューメン生産量は81のオイルサンドプロジェクトを通じて平均1.25 Mbbl/d（200,000 m 3 /d）であった。2007年のカナダの石油生産量の44%はオイルサンド由来であった。[ 49 ]この割合は、2008年の景気後退により新規プロジェクトの作業が延期されているものの、ビチューメン生産が増加する一方で在来型石油生産が減少するため、今後数十年間で増加すると予想されていた。[ 2 ]他の国では、オイルサンドからの石油生産はそれほど多くない。[ 45 ]

カナダ

アルバータ州のオイルサンドは、 1967年にグレート・カナディアン・オイルサンド（現サンコア・エナジー）鉱山が操業を開始して以来、商業生産が行われている。シンクルード社の2番目の鉱山は1978年に操業を開始し、世界最大の鉱山となっている。アサバスカ・オイルサンドの3番目の鉱山は、シェル・カナダ、シェブロン、ウェスタン・オイルサンド社（2007年にマラソン・オイル社が買収）のアルビアン・サンズ・コンソーシアムが2003年に操業を開始した。ペトロ・カナダはまた、UTSエナジー社およびテック・コミンコ社と提携して330億ドルのフォートヒルズ・プロジェクトを開発していたが、2009年のペトロ・カナダとサンコア社の合併後、プロジェクトは勢いを失った。[ 50 ]

2013年までに、アサバスカ油砂鉱床では9つのオイルサンド採掘プロジェクトが稼働していた。サンコア・エナジー社（サンコア）、シンクルード・カナダ社（シンクルード）のミルドレッド・レイクとオーロラ・ノース、シェル・カナダ社（シェル）のマスケグ・リバーとジャックパイン、カナディアン・ナチュラル・リソーシズ社（CNRL）のホライゾン、インペリアル・オイル・リソーシズ・ベンチャーズ社（インペリアル）、ケアール・オイルサンド・プロジェクト（KOSP）、トタルE&Pカナダ社ジョスリン・ノース鉱山、フォートヒルズ・エナジー社（FHEC）である。[ 51 ] 2011年だけでも、これらのプロジェクトは5,200万立方メートル以上のビチューメンを生産した。[ 51 ]

カナダのオイルサンド採掘は広範囲にわたる環境被害を引き起こしており、多くの先住民、科学者、弁護士、ジャーナリスト、環境保護団体がカナダのオイルサンド採掘を生態系破壊と呼んでいる。[ 52 ] [ 53 ] [54] [ 55 ] [ 56 ] [ 57 ]科学的なディープラーニングを用いたカナダのオイルサンド尾鉱からのメタン予測では、大幅に過小評価されていることが明らかになった。[ 58 ]

2022年初頭からアルバータ州のオイルサンドの採掘量は急増し、2014年の水準をはるかに上回っています。その原因の一つは原油価格の高騰です。[ 59 ] 2024年にはさらに増加すると予測されており、カナダは石油生産のリーダーになる可能性があります。[ 60 ]

ベネズエラ

ベネズエラの超重質油田の開発は、2000年以前には目立ったものはありませんでした。ただし、BITOR事業は一次生産で9°API原油を日量10万バレル弱（16,000 m 3 /d）生産しました。この原油は主に、火力発電所で燃焼させる重質燃料油と同様の特性を持つ、油70%、水30%のエマルジョン（オリマルジョン）として出荷されました。 [ 6 ]しかし、ベネズエラ国営石油会社PDVSAで大規模なストライキが発生した際、ほとんどの技術者が懲罰として解雇されました。オリマルジョンはPDVSAの技術者たちの誇りであったため、主要な政治指導者たちの支持を失いました。その結果、政府はオリマルジョン計画の「縮小」を試みています。

オリノコ・オイルサンドには超重質油が含まれており、カナダの同規模のビチューメン埋蔵量よりも生産が容易であるにもかかわらず、ベネズエラの石油生産量は近年、政治的・経済的問題により減少傾向にある一方、カナダの生産量は増加傾向にあります。その結果、カナダの重質油とビチューメンの輸出は、米国市場におけるベネズエラの重質油と超重質油の供給を圧迫しており、カナダの対米石油輸出量はベネズエラの数倍に上ります。

2016年までにベネズエラの経済は急落し、食糧不足、計画停電、暴動、反政府抗議活動が広範囲に及んだため、近い将来にどれだけの新たなオイルサンド生産が行われるかは不明であった。[ 61 ]

その他の国

2008年5月、イタリアの石油会社ENIはコンゴ共和国の小規模オイルサンド鉱床開発プロジェクトを発表しました。生産は2014年に開始される予定で、最終的には4万バレル/日（6,400 m 3 /日）の生産量が見込まれています。[ 62 ]

抽出方法

従来の油井技術で抽出できる超重質油やビチューメンの一部を除き、オイルサンドは露天掘り、あるいは高度な原位置採掘技術を用いて油を油井に流入させる方法で生産する必要がある。これらの方法は通常、従来の油井採掘よりも多くの水とエネルギーを必要とする。カナダのオイルサンドの多くは露天掘りで生産されているが、カナダのオイルサンドの約90%とベネズエラのオイルサンド全体は地表からあまりにも深く埋まっているため、露天掘りは不可能である。[ 63 ]

一次生産

従来型の原油は通常、石油貯留層に油井を掘削し、自然の貯留層圧力で油を流入させることで地中から抽出されるが、生産を維持するためには人工的な揚水や水平掘削、水攻法、ガス注入などの技術が必要となることが多い。ベネズエラのオイルサンドでは超重質油の温度が約50℃であるため、一次生産法が用いられる場合、典型的な石油回収率は約8～12％である。カナダのオイルサンドははるかに低温で、より生分解性が高いため、ビチューメンの回収率は通常約5～6％にとどまる。歴史的に、一次回収法はカナダのオイルサンドのより流動性の高い地域で用いられてきた。しかし、その場で回収される石油はごくわずかであったため、今日ではあまり用いられていない。[ 64 ]

露天採掘

アサバスカ油砂採掘作業。NASA地球観測衛星画像、2009年。

オイルサンドの露天採掘では、表土を除去し、次にオイルサンドを破砕機に送ってスラリー状にし、そこでオイルサンドをさらに処理します。[ 65 ]アサバスカオイルサンドは、露天採掘ができるほど浅い唯一の主要オイルサンド鉱床です。アサバスカサンドには、わずかな表土に覆われた大量のビチューメンが含まれているため、露天採掘がそれを抽出する最も効率的な方法となっています。表土は、粘土と痩せた砂の上にある、水を含んだ泥炭湿原で構成されています。オイルサンド自体は、通常、平らな石灰岩の上にある、未固結の砂岩に埋め込まれた粗ビチューメンの40～60メートル（130～200フィート）の厚さの鉱床です。 1967 年にグレート カナディアン オイルサンド(現サンコア エナジー) が初の大規模オイルサンド鉱山の操業を開始して以来、ビチューメンは商業規模で採掘されており、それ以来、その量は着実に増加しています。

現在、多数のオイルサンド鉱山が操業しており、さらに多くの鉱山が承認または開発段階にあります。シンクルード・カナダの鉱山は1978年に2番目に開設され、シェル・カナダは2003年にマスケグ・リバー鉱山（アルビアン・サンズ）を、カナディアン・ナチュラル・リソーシズ社（CNRL）は2009年にホライズン・オイルサンド・プロジェクトを開設しました。最近の鉱山としては、シェル・カナダのジャックパイン鉱山、[ 66 ]インペリアル・オイルのキール・オイルサンド・プロジェクト、シネンコ・エナジー（現在はトタルエナジーズが所有）のノーザンライツ鉱山、サンコアのフォートヒルズ鉱山などがあります。

オイルサンド尾鉱池

シンクルード社のミルドレッド湖の敷地、プラント、尾鉱池（アルバータ州フォートマクマレー）

オイルサンドの尾鉱池は、塩、浮遊物質、ナフテン酸、ベンゼン、炭化水素[ 67 ]残留ビチューメン、細粒シルト（成熟した細粒尾鉱（MFT））、水などのその他の溶解性化合物を含む人工ダムと堤防システムです。[ 68 ]大量の尾鉱はオイルサンドの露天掘りの副産物であり、これらの尾鉱の管理はタールサンドの最も有害な側面の1つです。[ 68 ]アルバータ州政府は2013年に、アルバータ州のオイルサンドの尾鉱池の面積が約77平方キロメートル（30平方マイル）に及ぶと報告しました。[ 68 ]シンクロード鉱滓ダムまたはミルドレッド湖沈殿盆地（MLSB）は、建設資材の体積で2001年時点で世界最大の土構造物である盛土ダムである。 [ 69 ]

砂を用いた冷間重質油生産（CHOPS）

数年前、カナダの石油会社は、重質油井から砂ろ過装置を取り外し、油と一緒にできるだけ多くの砂を生産すると、生産率が大幅に向上することを発見しました。この技術は、砂を用いた冷間重質油生産（CHOPS）として知られるようになりました。さらに研究が進むと、砂を汲み出すことで砂層に「ワームホール」が開き、より多くの油が油井に到達できることが明らかになりました。この方法の利点は、生産率と回収率（砂ろ過装置を設置した場合の5～6%に対して約10%）が向上することですが、欠点は生産された砂の処分が問題となることです。この問題を解決する斬新な方法は、生産された砂を地方道路に散布することで、地方自治体は油砂が埃を減らすこと、そして石油会社が道路の維持管理を代行してくれることから、この方法を歓迎しました。しかし、政府は道路に散布された油の量と組成の多さに懸念を抱くようになりました。[ 70 ]そのため、近年では地下の岩塩洞窟に油砂を処分することが一般的になっています。

周期的蒸気刺激（CSS）

カリフォルニアの油田では、1950年代から蒸気圧入による重質油の回収が行われてきました。サイクリックスチームスティミュレーション（CSS）法は、初期生産速度が速いことから、現在では世界中の重質油生産で広く使用されています。しかし、回収率はSAGD法（原油埋蔵量の60～70%）と比較して比較的低く（原油埋蔵量の10～40%）、比較的低いのが現状です。 [ 71 ]

CSSは、 1985年からコールドレイクのインペリアル・オイル社で使用されており、プリムローズとウルフレイクのカナディアン・ナチュラル・リソーシズ社、ピースリバーのシェル・カナダ社でも使用されている。この方法では、油井に対して蒸気注入、浸漬、原油生産のサイクルを行う。まず、300～340℃の温度で数週間から数ヶ月間、油井に蒸気を注入する。次に、油井を数日から数週間放置し、地層に熱が浸透するのを待つ。その後、数週間から数ヶ月間、油井から高温の​​原油を汲み出す。生産量が低下すると、油井に対して再び蒸気注入、浸漬、生産のサイクルを行う。このプロセスは、蒸気注入コストが原油生産による収益を上回るまで繰り返される。[ 72 ]

蒸気補助重力排水（SAGD）

蒸気補助重力排水法は、 1980年代にアルバータ州オイルサンド技術研究局によって開発され、幸運にも傾斜掘削技術の進歩と時を同じくして、1990年代半ばまでに迅速かつ低コストで実施できるようになりました。SAGD法では、オイルサンドに2本の水平井が掘削されます。1本は地層の底部に、もう1本はその約5メートル上に掘削されます。これらの井は通常、中央の掘削パッドから離れた場所で複数本ずつ掘削され、あらゆる方向に数マイルにわたって伸びることがあります。各井対では、上部の井に蒸気が注入され、熱によってビチューメンが溶融し、下部の井に流れ込んで地表に汲み上げられます。[ 72 ]

SAGDは、CSSよりも安価で、非常に高い生産率を実現し、原油の最大60%を原油回収できることから、生産技術における大きな飛躍的進歩であることが証明されています。その経済的実現可能性と広大なオイルサンド地域への適用性により、この方法だけで北米の石油埋蔵量は4倍に増加し、カナダはサウジアラビアに次ぐ世界第2位の石油埋蔵量を誇るようになりました。現在、カナダの主要石油会社のほとんどは、アルバータ州のオイルサンド地域とワイオミング州でSAGDプロジェクトを生産中または建設中です。例としては、日本・カナダ・オイルサンド社（JACOS）のプロジェクト、サンコア社のファイアバッグ・プロジェクト、ネクセン社のロング・レイク・プロジェクト、サンコア社（旧ペトロ・カナダ社）のマケイ・リバー・プロジェクト、ハスキー・エナジー社のタッカー・レイクおよびサンライズ・プロジェクト、シェル・カナダ社のピース・リバー・プロジェクト、セノバス・エナジー社のフォスター・クリーク[ 73 ]およびクリスティーナ・レイク[ 74 ]開発、コノコフィリップスのサーモント・プロジェクト、デボン・カナダ社のジャックフィッシュ・プロジェクト、デレク・オイル＆ガス社のLAKランチ・プロジェクトなどがある。アルバータ州のOSUM社は、実績のある地下採掘技術とSAGDを組み合わせ、オイルサンド鉱床内の地下から坑井を掘削することで回収率を高め、従来のSAGDに比べてエネルギー要件を削減している。この特定の技術の応用は現在試験段階にある。

蒸気抽出（VAPEX）

いくつかの方法では、蒸気の代わりに溶剤を用いてビチューメンを砂から分離します。溶剤抽出法の中には、原位置生産に適したものもあれば、採掘に適したものもあります。[ 75 ]溶剤は、蒸気を生成するためのエネルギー消費を抑えながら、より多くの石油を生産できる場合に有益です。

蒸気抽出プロセス（VAPEX）は、SAGDに類似した原位置抽出技術です。蒸気の代わりに炭化水素溶剤を上部の油井に注入してビチューメンを希釈し、希釈されたビチューメンを下部の油井に流入させます。蒸気注入に比べてエネルギー効率がはるかに優れているという利点があり、地層内でビチューメンを部分的に石油に改質することができます。このプロセスは石油会社から注目を集めており、実験が行われています。

上記の方法は相互に排他的ではありません。SAGD生産に移る前に、地層を整えるためにCSS注入・浸漬・生産サイクルを井戸に1回実施することが一般的になりつつあり、企業は回収率の向上とエネルギーコストの削減を目的としてVAPEXとSAGDを組み合わせる実験を行っています。[ 76 ]

つま先からかかとまでのエアインジェクション（タイ航空）

これは、垂直空気圧入井と水平生産井を組み合わせた、非常に新しく実験的な方法です。このプロセスでは、貯留層内の石油に点火し、水平井の「つま先」から「かかと」に向かって垂直に広がる炎の壁を形成します。この炎の壁は、重質の石油成分を燃焼させ、重質ビチューメンの一部を地層内で軽質の石油に昇華させます。歴史的に、火攻法プロジェクトは、炎面の制御が困難であることと、生産井への火災発生の可能性が高いことから、うまく機能していません。しかし、一部の石油会社は、THAI法はより制御性が高く実用的であり、蒸気発生にエネルギーを必要としないという利点があると考えています。[ 77 ]

この抽出方法の支持者は、他の生産技術に比べて淡水の使用量が少なく、温室効果ガスの排出量が50%少なく、環境への影響も小さいと主張している。[ 78 ]

ペトロバンク・エネルギー・アンド・リソーシズは、アルバータ州の試験井で有望な結果が得られたと報告した。生産量は1井あたり最大400バレル/日（64立方メートル/日）で、原油の API度は8度から12度に上昇した。同社は、下部パイプに敷かれた触媒を通して原油を引き出すCAPRI（制御大気圧樹脂注入）[ 79 ]システムにより、さらに7度のAPI度上昇を期待している。[ 80 ] [ 81 ] [ 82 ]

数年にわたる原位置生産を経て、現在のTHAI方式は計画通りに機能していないことが明らかになりました。ケロバートのTHAI油井からの生産量が着実に減少する中、ペトロバンクはTHAI特許と同施設の埋蔵量をゼロに減額しました。同社は、空気圧入井を増やす「マルチTHAI」と呼ばれる新たな構成の実験を計画しています。[ 83 ]

燃焼オーバーヘッド重力排水（COGD）

これは、ビチューメン生産層の底部に位置する水平生産井の上部に、複数の垂直空気注入井を設ける実験的な方法です。CSSに類似した初期蒸気サイクルを用いて、ビチューメンを着火・流動化させます。このサイクルに続いて、垂直井に空気を注入し、上部のビチューメンを着火させ、下部のビチューメンを（加熱により）流動化させて生産井に流入させます。COGDはSAGDと比較して80%の節水効果をもたらすと期待されています。[ 84 ]

フロス処理

ビチューメンフロス処理は、アサバスカオイルサンド（AOS）ビチューメン回収作業で使用されるプロセスであり、ビチューメンをナフテン系またはパラフィン系の軽質炭化水素溶媒で希釈してフロスの粘度を下げ、以前の水ベースの重力回収段階で除去されなかった汚染物質を除去することにより、ビチューメンフロスから微細無機物（水と鉱物粒子）を除去します。 [ 85 ]粘度が高いビチューメンや汚染物質が多すぎるビチューメンは、パイプラインでの輸送や精製には適していません。元々の従来のナフテンフロス処理（NFT）では、化学物質を添加したナフサ溶媒を使用します。 2000年代初頭にアルビアンサンドで初めて商業的に使用されたパラフィン系溶媒フロス処理（PSFT）により、水や鉱物固形物などの汚染物質の含有量が少ない、よりクリーンなビチューメンが得られます。[ 86 ]フロス処理後、ビチューメンは「コーカーユニットによる合成原油の製造のための熱」を使用してさらにアップグレードすることができます。[ 86 ]

エネルギーバランス

1バレルのビチューメンを抽出し、それを合成原油に精製するには、約1.0～1.25ギガジュール（280～350 kWh）のエネルギーが必要です。2006年現在、そのほとんどは天然ガスの燃焼によって生産されています。[ 87 ] 1バレルの石油換算エネルギーは約6.117ギガジュール（1,699 kWh） なので、 EROEIは5～6となります。つまり、消費されるエネルギーの約5～6倍のエネルギーを抽出していることになります。エネルギー効率は2015年までに平均900立方フィート（25 m 3）の天然ガス、つまり1バレルあたり0.945ギガジュール（262 kWh）のエネルギーに改善され、EROEIは約6.5になると予想されています。[ 88 ]

天然ガスの代替燃料はオイルサンド地域に存在し、入手可能です。ビチューメン自体も燃料として使用でき、合成原油1単位あたり原料ビチューメンの約30～35%を消費します。ネクセンのロングレイクプロジェクトでは、独自の脱アスファルト技術を用いてビチューメンを精製します。この技術では、アスファルテン残渣をガス化炉に供給し、その合成ガスを熱電併給タービンと水素製造ユニットで利用することで、プロジェクトに必要な蒸気、水素、電力のすべてを供給します。[ 89 ]このように、天然ガスを消費することなく合成原油を生産できますが、資本コストは非常に高くなります。

数年前、プロジェクト燃料用の天然ガス不足はカナダのオイルサンド生産にとって問題になると予想されていましたが、近年の米国のシェールガス生産の増加により、北米におけるこの問題は大幅に解消されました。水圧破砕法の利用増加により米国は天然ガスをほぼ自給自足できるようになり、アルバータ州産の天然ガスの代替として東カナダへの天然ガス輸出が増加していることから、アルバータ州政府はNAFTAおよびカナダ憲法に基づく権限を行使し、米国および東カナダへの天然ガスの出荷を削減し、アルバータ州国内、特にオイルサンド燃料としての使用に転換しています。東部および南部への天然ガスパイプラインは、これらの目的地へ天然ガスではなく、増加するオイルサンド生産物を輸送できるように転換されています。カナダには、米国に加えて未開発の巨大なシェールガス鉱床もあるため、将来のオイルサンド生産用の天然ガスは深刻な問題にはならないと思われます。新規生産の結果、天然ガス価格が低下したことで、オイルサンド生産の経済性は大幅に向上しました。

アップグレードとブレンド

オイルサンドから抽出される超重質原油、あるいは原油ビチューメンは、非常に粘性の高い半固体状の油であり、常温では流動性が低いため、パイプラインで市場へ輸送することが困難です。石油パイプラインで輸送するには、より軽い合成原油（SCO）に精製するか、希釈剤と混合してディルビットにするか、あるいは加熱して粘度を下げる必要があります。[ 90 ]

カナダ

カナダのオイルサンドでは、露天掘りで生産されたビチューメンは通常、現場でアップグレードされ、合成原油として出荷されます。これにより、従来の石油パイプラインを通じて市場への原油の供給が非常に容易になります。一方、原油を地中深く掘り下げたプロジェクトで生産されるビチューメンは、通常アップグレードされずに、生の状態で市場に出荷されます。ビチューメンを合成原油にアップグレードするために使用されるアップグレード剤が現場で生産されない場合は、別の場所で調達し、アップグレード現場に輸送する必要があります。アップグレードされた原油を現場からパイプラインで輸送する場合は、十分なアップグレード剤を輸送するために追加のパイプラインが必要になります。アップグレード剤の製造コスト、それを輸送するためのパイプライン、およびパイプラインの運用コストは、合成原油の生産コストに算入する必要があります。

製油所に到着すると、合成原油は処理され、精製プロセス中に相当量の改質剤が除去されます。改質剤は他の燃料留分に使用される場合もありますが、最終的には、ビチューメンをパイプライン輸送できるようにするためだけに、液体燃料を改質施設までパイプラインで送る必要があります。あらゆるコストを考慮すると、ビチューメンと改質剤を用いた合成原油の生産と輸送は経済的に持続不可能となる可能性があります。

50年以上前に最初のオイルサンドプラントが建設された当時、その市場エリアのほとんどの製油所は、ビチューメンに通常含まれる4～7%よりも硫黄含有量の低い軽質または中質原油を扱うように設計されていました。初期のオイルサンドアップグレーダーは、密度と硫黄含有量が低い高品質の合成原油（SCO）を生産するように設計されていました。これらは大規模で高価なプラントであり、重質油製油所によく似ています。現在、SCOを生産せず、ビチューメンの粘度を下げるだけで、従来の重質油と同様に混合せずに輸送できる、よりシンプルなアップグレーダーの設計研究が行われています。

ウエスタン・カナディアン・セレクトは、2004年に新たな重質油ストリームとして発売され、アルバータ州ハーディスティーのハスキー・エナジー・ターミナルでブレンドされ、[ 91 ] カナダのオイルサンドから産出される最大の原油ストリームであり、新興の重質で高TAN（酸性）原油のベンチマークとなっている。 [ 92 ] [ 93 ] : 9 [ 94 ] [ 95 ]ウエスタン・カナディアン・セレクト（WCS）は、オクラホマ州クッシングで取引されている。クッシングは、石油供給業者とメキシコ湾岸を結ぶ主要な石油供給拠点であり、メキシコ湾岸は北米で最も重要な原油取引拠点となっている。主成分はビチューメンであるが、スイート合成希釈剤とコンデンセート希釈剤の組み合わせ、および従来型および非従来型の石油の既存のストリーム25も含まれているため[ 96 ]シンディルビット（ディルビットとシンビットの両方）となっている。[ 97 ] : 16

アップグレードの最初のステップは、真空蒸留によって軽質留分を分離することです。その後、脱アスファルト処理によってアスファルトを原料から分離します。クラッキング処理は、重質炭化水素分子をより単純な分子に分解するために行われます。クラッキング処理によって硫黄分を多く含む生成物が生成されるため、脱硫処理によって硫黄含有量を0.5%未満に下げ、軽質でスイートな合成原油を生成する必要があります。[ 98 ]

2012年、アルバータ州は3つの主要オイルサンド鉱床から約190万バレル/日（ 30万立方メートル/日）の原油ビチューメンを生産しました。そのうち約104万4000バレル/日（ 16万6000立方メートル/日）は軽質製品に精製され、残りは原料ビチューメンとして販売されました。精製ビチューメンと非精製ビチューメンの生産量はともに年々増加しています。アルバータ州には5つのオイルサンド精製業者があり、様々な製品を生産しています。これらには以下が含まれます。[ 99 ] [ 100 ]

米国中西部やメキシコ湾岸、また中国に多数ある近代化された新しい大規模製油所は、重質油のアップグレードを自ら処理できるため、SCO ではなくアップグレードされていないビチューメンと超重質油が求められています。主な問題は、原料がパイプラインを流れるには粘度が高すぎるため、タンカーまたは貨車で運ばれない限り、希釈剤と混合して流通できるようにする必要があることです。これには、粗ビチューメンを、ガス井からのコンデンセート、製油所またはガスプラントからのペンタンおよびその他の軽質製品、またはオイルサンドアップグレーダーからの合成原油などのより軽い炭化水素希釈剤と混合して、パイプラインを介して市場に流通できるようにする必要があります。

通常、混合ビチューメンは、天然ガスコンデンセートまたはその他の希釈剤が約30%、ビチューメンが70%含まれています。また、ビチューメンは、特別に設計された鉄道タンク車、タンクローリー、液体貨物船、または外航石油タンカーによって市場に輸送されることもあります。これらの輸送では、タンクを加熱して石油を汲み出すことができるため、必ずしもビチューメンを希釈剤と混合する必要はありません。

オイルサンド希釈用のコンデンセートの需要は、2020年までに750,000 bbl/d（119,000 m 3 /d）を超え、2012年の2倍になると予想されています。カナダ西部のコンデンセートの生産量は約150,000 bbl/d（24,000 m 3 /d）に過ぎないため、供給がビチューメン輸送の大きな制約になると予想されていました。しかし、最近の米国のタイトオイル生産の大幅な増加により、この問題はほぼ解決しました。これは、生産量の多くが米国の製油所で使用するには軽すぎるものの、ビチューメンの希釈には最適であるためです。米国の余剰コンデンセートと軽質油はカナダに輸出され、ビチューメンと混合された後、製油所の原料として米国に再輸入されています。希釈剤は単純に輸出され、すぐに再輸入されるため、米国の原油輸出禁止の対象にはなりません。米国に戻った後、製油所は希釈剤を分離し、カナダへ再輸出する。カナダは、希釈剤が精製製品となったため、米国の原油輸出法を回避できる。このプロセスを支援するため、キンダー・モーガン・エナジー・パートナーズは、エドモントンからシカゴへプロパンを輸送していたコーチン・パイプラインを逆転させ、2014年半ばまでにシカゴからエドモントンへ95,000バレル/日（15,100 m 3 /日）のコンデンセートを輸送する予定である。また、エンブリッジは、シカゴ地域からエドモントンへ現在180,000バレル/日（29,000 m 3 /日）の希釈剤を輸送しているサザン・ライツ・パイプラインに、さらに100,000バレル/日（16,000 m 3 /日）の輸送能力を追加して拡張することを検討している。 [ 101 ]

ベネズエラ

ベネズエラの超重質油はカナダ産ビチューメンより粘度が低いが、その差は主に気温による。石油は地中から掘り出して冷えると、粘度が高すぎてパイプラインを通せないという同じ問題に直面する。ベネズエラは現在、10年以上前に外国の石油会社が建設した4基のアップグレーダーの処理能力を超える超重質原油をオリノコオイルサンドで生産している。アップグレーダーの総処理能力は63万バレル/日（10万立方メートル/日）で、これは同国の超重質油生産量のわずか半分に過ぎない。さらにベネズエラは、超重質油を市場に出すための希釈剤として使用するのに十分な量のナフサを生産していない。カナダとは異なり、ベネズエラは自国のガス井から天然ガスコンデンセートをあまり生産しておらず、また米国の新たなシェールガス生産からのコンデンセートへのアクセスも容易ではない。ベネズエラは国内市場に供給するための精製能力が不足しているため、パイプライン希釈剤としてのナフサ供給が不足しており、その不足分を補うためにナフサを輸入せざるを得ない状況にある。また、ベネズエラは経済危機による財政難に加え、米国政府および石油会社との政治的対立も抱えており、この状況は未解決のままである。[ 102 ]

精製

重質原油原料は、従来の製油所で精製できる状態になるまでに前処理が必要ですが、重質油およびビチューメンの製油所では前処理を自ら行うことができます。この前処理は「アップグレード」と呼ばれ、その主要な要素は以下のとおりです。

  1. 水、砂、物理的廃棄物、およびより軽い製品の除去
  2. 水素化脱金属（HDM）、水素化脱硫（HDS）、水素化脱窒素（HDN）による触媒精製
  3. 炭素除去または接触水素化分解（HCR）による水素化

炭素除去はほとんどの場合非常に非効率で無駄が多いため、接触水素化分解が好まれます。これらのプロセスはすべて大量のエネルギーと水を消費し、従来の石油よりも多くの二酸化炭素を排出します。

触媒精製と水素化分解は合わせて水素化処理と呼ばれます。水素化処理における大きな課題は、重質原油中に含まれる不純物への対処です。これらの不純物は、時間の経過とともに触媒を被毒させます。触媒の高い活性と長寿命を確保するために、多くの努力が払われてきました。触媒材料と細孔径分布は、この課題に対処するために最適化する必要がある重要なパラメータであり、存在する原料の種類に応じて場所によって異なります。[ 103 ]

カナダ

アルバータ州には4つの主要な製油所があり、西カナダの大部分に石油製品を供給しているが、2012年時点でこれらの製油所が処理している量は、アルバータ州で生産されるビチューメンとSCO約190万バレル/日（30万立方メートル/日）の4分の1にも満たない。大規模なオイルサンドアップグレーダーの中には、操業の一環としてディーゼル燃料も生産しているところもある。オイルサンドのビチューメンとSCOの一部は他州の製油所に送られたが、大部分は米国に輸出された。アルバータ州の4つの主要な製油所は以下の通りである。[ 104 ]

アルバータ州で5番目に大きな製油所となる85億ドルのスタージョン製油所は、フォートサスカチュワン近郊で建設中で、2017年に完成予定である。 [ 105 ] [ 106 ]

パシフィック・フューチャー・エナジー・プロジェクトは、ブリティッシュコロンビア州にビチューメンを精製し、アジアおよびカナダ市場向けの燃料を製造する新たな製油所を建設することを提案した。パシフィック・フューチャー・エナジーは、ほぼ固体のビチューメンを鉄道タンク車を用いて製油所まで輸送することを提案している。[ 107 ]

カナダの石油精製産業の大部分は外資系です。カナダの製油所は、カナダで生産される原油の約25%しか処理できません。アルバータ州とサスカチュワン州を除くカナダの製油所は、もともと軽質原油と中質原油向けに建設されました。新たなオイルサンドの生産が国際原油よりも低価格で行われるようになったため、市場価格の不均衡により、軽質原油を処理できない製油所の経済性は悪化しています。

アメリカ合衆国

2013年に中国に抜かれるまで、米国は世界最大の石油輸入国だった。[ 108 ]カナダと違い、米国には何百もの製油所があり、その多くは米国の軽質・中質油の生産量の減少に伴い重質油を処理するように改造された。カナダ産ビチューメンとベネズエラ産超重質油の主な市場は米国だと考えられていた。米国は歴史的にカナダの原油および製品最大の顧客であり、近年特にその傾向が顕著である。カナダからの米国の石油および製品輸入量は、カナダのオイルサンドの石油生産量がますます増加した一方で、米国では国内生産量と他国からの輸入量が減少したため、1981年の45万バレル/日（7万2千立方メートル/日）から2013年には312万バレル/日（49万6千立方メートル/日）に増加した。[ 109 ]しかし、この関係は物理的、経済的、政治的な影響により緊張しつつある。輸出パイプラインの容量は限界に近づいており、カナダの原油は世界市場価格よりも安く販売されており、米国の経済問題により原油と製品の輸入に対する米国の需要は減少している。また、米国は国内の非在来型石油生産（水圧破砕法によるシェールオイルの生産が急速に増加している）にも依存している。米国は2016年に原油輸出を再開し、2019年初頭の時点では、米国の原油生産量は消費量と同量に達し、シェールオイルがカナダからの輸入量を代替している。

2004年、西カナダの生産者は石油販売業者の利益のために、ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）と呼ばれる新たなベンチマーク原油を開発しました。これは、ビチューメン由来の重質原油ブレンドで、輸送特性と精製特性においてカリフォルニア、メキシコ・マヤ、ベネズエラ産の重質原油に類似しています。この重質油はAPI比重が19～21で、大量のビチューメンと合成原油を含むにもかかわらず、パイプラインの通過性が良く、政府によって「従来型重質油」に分類されています。このブレンドは、オイルサンド産のより大量の原油ビチューメンと合成原油（SCO）に加えて、1日あたり数十万バレルが米国に輸入されています。

米国の製油所からの需要は、SCOではなく非改質ビチューメンへと増加しています。カナダ国立エネルギー委員会（NEB）は、SCOの生産量が2035年までに約190万バレル/日（ 30万立方メートル/日）に倍増すると予測していますが、ビチューメン生産量全体の増加ペースには追いつきません。NEBは、オイルサンド生産量のうちSCOに改質される割合が、2010年の49%から2035年には37%に減少すると予測しています。これは、320万バレル/日（51万立方メートル/日）以上のビチューメンを希釈剤と混合して市場に供給する必要があることを意味します。

アジア

アジアの石油需要は、北米やヨーロッパよりもはるかに速いペースで伸びています。2013年、中国は米国に代わり世界最大の原油輸入国となり、その需要は生産量をはるかに上回るペースで伸び続けています。カナダの対アジア輸出を阻んでいる主な要因はパイプラインの容量です。オイルサンドの生産物をカナダの太平洋岸に輸送できる唯一のパイプラインは、エドモントンからバンクーバーを結ぶトランス・マウンテン・パイプラインで、現在は30万バレル/日（4万8000立方メートル/日）の輸送能力でブリティッシュコロンビア州とワシントン州の製油所に供給しています。しかし、ノーザン・ゲートウェイ・パイプラインと、現在政府の審査を受けているトランス・マウンテン拡張工事が完成すれば、さらに50万バレル/日（7万9000立方メートル/日）から110万バレル/日（17万立方メートル/日）を太平洋岸のタンカーに輸送できるようになり、そこから世界中に輸送することが可能になります。中国とインドには、カナダ産の追加分を精製するのに十分な重質油精製能力があり、精製所にいくらかの改造を加えることで、さらに精製能力を高めることができるだろう。[ 110 ]近年、中国石油化工集団（シノペック）、中国海洋石油総公司（CNOOC）、ペトロチャイナなどの中国の石油会社は、カナダのオイルサンドプロジェクトで300億ドル以上の資産を購入しており、新たに獲得した石油の一部を中国に輸出したいと考えている可能性が高い。[ 111 ]

経済

世界最大のビチューメン埋蔵量はカナダにありますが、ベネズエラの超重質原油の埋蔵量はさらに大きいです。カナダはあらゆる種類のエネルギー資源を豊富に有しており、石油と天然ガスの資源基盤は、需要が持続すれば何世代にもわたってカナダの需要を満たすのに十分な規模です。豊富な水力発電資源がカナダの電力生産の大部分を占めており、石油由来の電力はごくわずかです。

カナダ国立エネルギー委員会（NEB）は2013年、原油価格が100ドルを上回れば、カナダは増大する需要を満たすのに十分すぎるほどのエネルギーを供給できると報告した。オイルサンドからの余剰生産分は輸出可能である。2014年の情勢変化以前は、中国やインドといったアジア諸国からの石油、特に重質油の需要が増加していたものの、主要輸入国は引き続き米国となる可能性が高い。[ 112 ]

カナダは豊富なビチューメンと原油資源を有し、残存潜在資源量は540億立方メートル（3,400億バレル）と推定されています。このうち、オイルサンドビチューメンが90%を占めています。現在、カナダのビチューメン資源の全てはアルバータ州が保有しています。「資源」は経済回復が達成可能であることが証明されて初めて「埋蔵量」となります。現在の技術を用いた2013年の価格では、カナダの残存石油埋蔵量は270億立方メートル（ 1,700億バレル）で、そのうち98%はオイルサンドビチューメンに由来します。これにより、カナダの埋蔵量はベネズエラとサウジアラビアに次いで世界第3位となりました。2015年の価格が大幅に下落した現在、埋蔵量は大幅に減少しています。

費用

オイルサンドから販売可能な石油を生産・輸送するコストは、通常、従来の世界の供給源から生産・輸送するコストよりも大幅に高くなります。[ 113 ] [ 114 ]そのため、オイルサンド生産の経済的実現可能性は、石油価格の影響を受けやすくなります。オクラホマ州クッシングにおける指標となるウェスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）原油価格は、2014年後半まで1バレルあたり100米ドルを超えていましたが、これはオイルサンド生産の積極的な成長を促進するのに十分でした。カナダの大手石油会社は拡張計画を発表し、外国企業は多額の資本を投資し、多くの場合、カナダ企業と提携していました。オイルサンド事業者は、ビチューメンと重質油を合成原油にアップグレードするよりも、製油所に直接販売する方がビジネスチャンスが大きいと見込んでいるため、投資は採掘・アップグレードプロジェクトから、原油投入後の蒸気アシスト重力式ドレナージ（SAGD）プロジェクトへとシフトしていました。カナダのコスト推計には、鉱山が「元の状態と同等かそれ以上」の状態で環境に戻された場合の採掘の影響が含まれています。消費された最終製品の浄化は、主に生産地以外の州または国にある消費地の管轄区域の責任です。

アルバータ州政府は、2012年のオイルサンドの新規採掘事業の供給コストは1バレルあたり70～85ドルであったのに対し、新規SAGDプロジェクトのコストは1バレルあたり50～80ドルであったと推定している。[ 99 ]これらのコストには、資本コスト、運用コスト、ロイヤルティ、税金、投資家への妥当な利益が含まれている。2011年以降、WTI価格が1バレルあたり100ドルに上昇したため、[ 115 ]オイルサンドの生産は、製品を市場に供給できれば非常に収益性が高いと予想された。主な市場は米国メキシコ湾岸の巨大な製油所群で、これらの施設では通常、カナダ産ビチューメンとベネズエラ産超重質油をアップグレードなしで処理することができる。

カナダエネルギー研究所（CERI）が分析を実施し、2012年の平均プラントゲートコスト（10%の利益率を含むが、ブレンドと輸送は除く）は、一次回収が30.32ドル/バレル、SAGDが47.57ドル/バレル、採掘とアップグレードが99.02ドル/バレル、アップグレードなしの採掘が68.30ドル/バレルであると推定しました。[ 116 ]したがって、統合アップグレーダーを備えた新しい採掘プロジェクトを除くすべてのタイプのオイルサンドプロジェクトは、世界の石油価格が好調を維持する限り、2011年以降、一貫して収益を上げると予想されました。より大規模で高度な製油所は合成原油よりも原料ビチューメンと重質油の購入を好んだため、新しいオイルサンドプロジェクトは新しいアップグレーダーを建設するコストを回避しました。ベネズエラで行われているような一次回収はSAGDよりも安価ですが、原油の回収率はSAGDの60%以上、採掘では99%以上に対し、原油の約10%に過ぎません。カナダの石油会社は、ベネズエラよりも競争の激しい市場に身を置き、より多くの資本にアクセスできたため、より多くの原油を回収するために、その追加資金をSAGDや採掘に投入することを優先しました。

その後、2014年後半には、シェール層からの米国の生産量が劇的に増加したことと、需要を減少させた世界的経済不況が相まって、WTI価格は50ドルを下回り、2015年後半の時点でその価格で推移している。[ 117 ] 2015年にカナダエネルギー研究所（CERI）は、SAGDの平均プラントゲートコスト（これも10%の利益率を含む）を58.65ドル/バレル、アップグレードなしの採掘の場合は70.18ドル/バレルと再推計した。ブレンドと輸送のコストを含めると、クッシングへの配送にかかるWTI相当の供給コストは、SAGDプロジェクトの場合は80.06ドル/バレル、独立鉱山の場合は89.71ドル/バレルとなる。[ 113 ] このような経済環境下で、オイルサンドの生産のさらなる開発計画は遅延または延期され、[ 118 ] [ 119 ]、建設中に放棄されることさえある。[ 120 ] 鉱山事業からの合成原油の生産は、停止と再開のコスト、および供給契約の義務のために、損失を出し続ける可能性がある。[ 121 ] 2020年のロシアとサウジアラビアの石油価格戦争の間、カナダ産重質原油の価格は1バレルあたり5ドルを下回った。[ 122 ] 2025年には、平均フルサイクルコストは約42ドル/バレルに低下した（ブレンドと輸送を除く）[ 123 ]

生産予測

カナダ石油生産者協会（CAPP）、アルバータ州エネルギー規制局（AER）、カナダエネルギー研究所（CERI）が発表したオイルサンド生産予測は、ビチューメン総生産量に関して、国立エネルギー委員会（NEB）の予測とほぼ同等である。これらの予測はいずれも、地球温暖化を抑制するためにあらゆる炭化水素の燃焼に課されるであろう国際的な制約（いわゆる「炭素バブル」）を考慮していない。[ 124 ]このような制約を無視し、原油価格が2014年後半の暴落から回復すると仮定すると、現在提案されているプロジェクト（その多くは計画初期段階にある）のほとんどが計画通りに進めば、2035年までにカナダのビチューメン生産量は130万m³/日（830万バレル/日）に達する可能性がある。同様の仮定の下では、より可能性の高いシナリオは、2035年までにカナダのオイルサンドビチューメン生産量が80万m³/日（500万バレル/日）に達し、 2012年の生産量の2.6倍に達するというものです。生産量の増加の大部分は、原位置抽出（in-situ）カテゴリーで発生する可能性が高いと考えられます。原位置抽出プロジェクトは通常、採掘プロジェクトよりも経済性が高いためです。また、カナダのオイルサンド埋蔵量の80%は原位置抽出に適しており、採掘方法が適しているのは20%です。

追加の前提として、カナダの石油生産量の増加を輸出市場に供給するのに十分なパイプラインインフラが整備されるという点が挙げられます。これが生産量の制限要因となる場合、カナダの原油価格に影響を与え、将来の生産量の伸びを抑制する可能性があります。また、米国市場がカナダの輸出量の増加を吸収し続けるという前提もあります。カナダの主要石油輸出市場である米国におけるタイトオイル生産の急速な増加は、米国の輸入原油への依存度を大幅に低下させました。アジアなどの代替市場へのカナダの石油輸出の可能性も不透明です。カナダと米国で石油を輸送するための新たなパイプライン建設に対する政治的な障害は増加しています。2015年11月、バラク・オバマ米大統領は、アルバータ州からネブラスカ州スティールシティまでのキーストーンXLパイプライン建設案を拒否しました[ 125 ] 。 新たなパイプライン容量が確保できないため、企業は鉄道、河川バージ、タンカーなどの輸送手段を用いて米国市場へのビチューメン輸送をますます増やしています。これらの代替輸送手段は、海上タンカーを除き、パイプラインよりも高価です[ 114 ] 。

カナダのオイルサンドにおける熟練労働者の不足は、新規プロジェクトの急速な開発期に顕著になりました。更なる開発を阻む他の制約がない場合、石油・ガス業界は、業界の活動レベルと高齢化に伴う人員減少により、今後数年間で数万人の雇用機会を創出する必要があるでしょう。長期的には、石油・ガス価格が上昇するシナリオでは、労働力不足はさらに深刻化するでしょう。潜在的な労働力不足は、建設コストの上昇やオイルサンド開発のペース低下につながる可能性があります。[ 112 ]

ベネズエラでは、熟練労働者の不足がはるかに深刻でした。これは、2002年から2003年にかけてのベネズエラのゼネスト後、国営石油会社PDVSAが重油専門家の大半を解雇し、オイルサンドの主力製品であるオリマルシオンの生産を縮小したためです。その後、政府はベネズエラの石油産業を再国有化し、増税しました。その結果、外国企業はベネズエラから撤退し、エリート重油技術者の大半も国外に撤退しました。近年、ベネズエラの重油生産量は減少しており、生産目標を継続的に達成できていません。

2015年後半の時点で、WTI価格が50米ドルを下回ったため、新規オイルサンドプロジェクトの開発は阻まれており、この価格では既存の事業の生産を支えるのがやっとの状態である。[ 118 ]需要回復は、欧州共同体と中国の両方を無期限に悩ませ続ける可能性のある経済問題によって抑制された。OPECによる低コスト生産は最大能力で継続され、米国のシェールからの生産効率は向上し続け、ロシアの輸出は唯一の外貨獲得源として、生産コスト以下で行われることが義務付けられていた。[ 126 ]環境被害を許容レベルに抑えると一般的に予測されている名目上の2℃まで地球の気温上昇を抑えるために、炭化水素の燃焼を抑制する措置を導入する国際協定が生まれる可能性もある。[ 127 ]競合する再生可能エネルギー源のコストを下げるために、急速な技術進歩が進められている。[ 128 ] そのため、生産者に支払われる石油価格が大幅に回復するのはいつか、もし回復するとしてもいつになるかについてはコンセンサスが得られていない。[ 126 ] [ 128 ] [ 129 ]

2015年初頭、様々な炭化水素燃料の生産者への影響に関する詳細な学術研究により、2℃目標を満たすためには、2010年から2050年まで世界の石油埋蔵量の3分の1、ガス埋蔵量の半分、現在の石炭埋蔵量の80％以上を地下に残しておく必要があるという結論が出されました。したがって、埋蔵量の継続的な探査や開発はニーズとは無関係になります。2℃目標を達成するには、需要を抑制するための強力な措置、例えば小規模な市場から生産者に低価格をもたらす大幅な炭素税などが必要になります。カナダの生産者への影響は米国よりもはるかに大きくなります。カナダでの天然ビチューメンの露天掘りは、他の生産方法に比べてかなり経済的ではないため、検討されたすべてのシナリオにおいて2020年以降すぐに無視できるレベルにまで低下するでしょう。[ 130 ] [ 131 ] [ 132 ]

環境問題

衛星画像は、1984年から2011年にかけてカナダのオイルサンド上の炭鉱の成長を示している。
タールサンドとキーストーンパイプラインに反対する市民のデモ。

米国エネルギー長官の諮問委員会である全米石油評議会は、 2011年に委託された報告書「賢明な開発：北米の豊富な天然ガスと石油資源の潜在能力の実現」の中で、オイルサンドに関する健康と安全上の懸念として、「水源の問題を引き起こすために必要な水量、露天掘りのための表土の除去により野生生物の生息地が分断され、土壌浸食や近隣の水系への表面流出のリスクが高まる、生産による温室効果ガスやその他の大気排出」を挙げている。[ 133 ]

オイルサンドの抽出は、ビチューメンが最初に採掘されるときに土地に、油と砂の分離中に大量の水が必要になることで水資源に、そして二酸化炭素やその他の排出物が放出されるため大気に影響を及ぼす可能性がある。[ 134 ]バナジウム、ニッケル、鉛、コバルト、水銀、クロム、カドミウム、ヒ素、セレン、銅、マンガン、鉄、亜鉛などの 重金属はオイルサンドに天然に含まれているため、抽出プロセスによって濃縮される可能性がある。[ 135 ] オイルサンドの抽出による環境影響は、グリーンピース、気候リアリティプロジェクト、ペンビナ研究所、350.org、MoveOn.org、自然保護有権者連盟、パタゴニア、シエラクラブ、エネルギー行動連合などの環境保護団体から頻繁に批判されている。[ 136 ] [ 137 ]特に、カナダのアルバータ州では、オイルサンド生産地域周辺で水銀汚染が発見されています。[ 138 ]欧州連合（EU）は、オイルサンド油を「高度汚染」と分類する投票を行う可能性を示唆しています。ヨーロッパへのオイルサンドの輸出量はわずかですが、この問題はEUとカナダの間で摩擦を引き起こしています。[ 139 ]カリフォルニアに拠点を置くジェイコブス・コンサルタンシーによると、EUはアルバータ州のオイルサンド由来のガソリンに高い温室効果ガス評価を与える際に、不正確で不完全なデータを使用していました。また、イラン、サウジアラビア、ナイジェリア、ロシアは、石油採掘プロセスにおけるフレアリングやベントによる天然ガスの放出量に関するデータを提供していません。ジェイコブスの報告書は、オイルサンド原油からの炭素排出量は通常の原油よりも12%多いと指摘していますが、EUは従来のベンチマークより22%高い温室効果ガス評価を与えています。[ 140 ] [ 141 ]

2014年に米国科学アカデミー紀要（Proceedings of the National Academy of Sciences）に掲載された研究結果によると、排出量に関する公式報告は不十分であることが示されました。報告書の著者らは、「アサバスカ・オイルサンド地域（AOSR）における急速な産業発展に伴い、人体および環境に潜在的に毒性のある有機物質の排出が大きな懸念事項となっている」と指摘しています。この研究では、尾鉱池が3つの代表的な多環芳香族炭化水素（PAH）（フェナントレン、ピレン、ベンゾ(a)ピレン）​​の蒸発ガスを制御不能に放出する間接的な経路となっており、これらの排出量はこれまで報告されていなかったことが明らかになりました。[ 142 ] [ 143 ]

大気汚染管理

アルバータ州政府は、オイルサンド地域の5つのコミュニティに設置されたセンサーから大気質健康指数（AQHI）を算出しています。これらのセンサーは、ウッドバッファロー環境協会（WBEA）と呼ばれる「パートナー」によって運営されています。17の常時監視ステーションでは、一酸化炭素（CO）、硫化水素（H2S）、総還元硫黄（TRS）、アンモニア（NH3）、一酸化窒素（NO）、二酸化窒素（NO2）、窒素酸化物（NO x）、オゾン（O3）、粒子状物質（PM2.5）、二酸化硫黄（SO2）、総炭化水素（THC）、およびメタン/非メタン炭化水素（CH4/NMHC）。[144 ]これらのAQHIは、 95％以上の確率で「低リスク」の空気質を示していると言われています。[145] 2012年以前 は、大気モニタリングで硫化水素（H2S ) フォートマクマレー地域とオイルサンドアップグレーダーの近くの両方で発生しました。[ 146 ] 2007年、アルバータ州政府は、H2S ) が基準を超えました。[ 147 ]クリーンエア戦略同盟[ 148 ]のアルバータ大気データ管理システム（AAADMS） （別名CASAデータウェアハウス）は、2015年11月1日までの1年間で、 Hの10ppbの制限を超える値が6時間ごとに報告されたことを記録しています。2S、2013年には4件となり、2014年の11件、2012年の73件から減少した。[ 149 ]

2015年9月、ペンビナ研究所は「オイルサンド開発の拡大に伴い、アルバータ州北部で最近急増している悪臭と大気質への懸念」に関する簡潔な報告書を発表し、ピースリバーとフォートマッケイにおけるこれらの懸念への対応を対比させています。フォートマッケイでは、WBEAに代表される利害関係者が大気質問題に積極的に取り組んでいますが、ピースリバーのコミュニティはアルバータ州エネルギー規制局の対応に頼らざるを得ません。フォートマッケイコミュニティにおける有害な悪臭の発生源を特定するために、フォートマッケイ大気質指数が設定されました。これは、州の大気質健康指数を拡張し、問題の原因となり得る要因を含めるものです。2、TRS、THC。これらの利点にもかかわらず、ピースリバー地域の臭気問題の改善はより進展したが、それは一部の家族が既に家を放棄した後のことであった。フォートマッケイの臭気問題は未解決のままであると報告された。[ 150 ]

土地利用と廃棄物管理

オイルサンド採掘作業の大部分は、現場から木や灌木を伐採し、オイルサンド鉱床の上にある表土、泥炭土、砂、粘土、砂利などの表土を取り除くことである。[ 151 ]石油1バレル（約1 ⁄ 8トン） を生産するには、約2.5トンのオイルサンドが必要である。 [ 152 ] ライセンスの条件として、プロジェクトは再生計画を実施する必要がある。[ 153 ]採掘業界は 、再生された土地には最終的に北方林が広がると主張しているが、その事業は大規模で、長期的な時間枠で行われている。2013年の時点で、オイルサンド地域で約715平方キロメートル（ 276平方マイル）の土地が荒らされ、そのうち72平方キロメートル（28平方マイル）の土地が再生中である。[ 154 ] 2008年3月、アルバータ州は、フォートマクマレーの北約35キロメートル（22マイル）にあるゲートウェイヒルとして知られる1.04平方キロメートル（0.40平方マイル）の土地について、シンクルード社に史上初のオイルサンド土地再生証明書を発行しました。[ 155 ] 今後10年以内に、オイルサンドプロジェクトのための再生証明書の申請がいくつかあると予想されています。[ 156 ]

水管理

油田外採掘事業では、合成原油1単位あたり2～4.5体積単位の水が使用される。グリーンピースによると、カナダのオイルサンド事業では年間349 × 10 6  m 3 (12.3 × 10 9 cu ft/a)の水が使用され、これはカルガリー 市の水使用量の2倍に相当する。[ 157 ]しかし、SAGD事業では水の90～95%がリサイクルされ、生産されるビチューメン1単位あたりわずか0.2体積単位の水しか使用されない。[ 158 ]^^

アサバスカ川のオイルサンド事業では、カナダで9番目に長いアサバスカ川から水が供給されている。[ 159 ] フォートマクマレー下流の平均流量は633 m 3 /s（22,400 cu ft/s）で、1日の平均流量は最高で1,200 m 3 /s（42,000 cu ft/s）に達する。[ 160 ] [ 161 ] オイルサンド産業への水利権割当量は、アサバスカ川流量の約1.8%である。2006年の実際の使用量は約0.4%だった。[ 162 ] さらに、アサバスカ川下流域の水管理枠組みによれば、川の流量が少ない時期のアサバスカ川からの水消費量は、年間平均流量の1.3%に制限されている。[ 163 ]

2010年12月、元環境大臣ジム・プレンティス氏の委託を受けたオイルサンド諮問委員会は、地域水質監視プログラム、アルバータ水研究所、累積環境管理協会などによる作業を含む、この地域の水質を監視するための既存のシステムは断片的であり、より包括的かつ調整されたシステムになる必要があると結論付けた。[ 164 ] [ 165 ]

温室効果ガスの排出

ビチューメンと合成原油の生産は、従来の原油の生産よりも多くの温室効果ガスを排出します。コンサルティング会社IHS CERAによる2009年の調査では、カナダのオイルサンドの生産は、「燃料の「Well-to-Wheels（WTW）」寿命分析において、平均的な原油よりも約5%から15%多くの二酸化炭素を排出する」と推定されています。[ 166 ]作家で調査ジャーナリストのデイビッド・ストラハンは同年、IEAの統計によると、オイルサンドからの二酸化炭素排出量は石油生産からの平均排出量よりも20%高いと述べています。[ 167 ]

2011年にEUの委託を受けてスタンフォード大学が行った調査によると、オイルサンドの原油は他の燃料に比べて炭素集約度が22％も高いことが判明した。[ 168 ] [ 169 ]「カーネギー国際平和財団」の分析によると、オイルサンドは北米の原油の平均よりも31％多くの温室効果ガスを排出している。[ 170 ]連邦政府の調査によると、2023年にはオイルサンドからの実際の排出量は業界が報告しているよりも65％高いことが判明した。[ 171 ]

グリーンピースは、オイルサンド産業がカナダの温室効果ガス排出量増加の最大の原因であると特定されており、4000万トンのCO2を排出していると述べています。2年間排出量[ 172 ]

カナダ石油生産者協会とカナダ環境省によると、オイルサンド生産のための産業活動は、カナダの温室効果ガス排出量の約5%、つまり世界の温室効果ガス排出量の0.1%を占めています。同協会は、オイルサンドは2015年までにカナダの温室効果ガス排出量の8%を占めるまでに増加すると予測しています。 [ 173 ] 1992年から2002年の10年間で、生産されたビチューメン1バレルあたりの生産活動による排出量は26%減少しましたが、生産量の増加により、生産活動による総排出量は増加すると予想されていました。[ 174 ] [ 175 ] 2006年の時点では、オイルサンドから石油1バレルを生産するために約75キログラム（165ポンド）の温室効果ガスが排出され、2015年までの総排出量は年間67メガトン（66,000,000ロングトン、74,000,000ショートトン）になると推定されています。 [ 176 ] IHS CERAによる調査では、カナダのオイルサンドから作られた燃料は、多くの一般的な推定値よりも大幅に低い温室効果ガス排出量をもたらすことがわかりました。[ 177 ] 2012年のスワートとウィーバーによる調査では、経済的に採算の取れる埋蔵量の170 Gbbl（27 × 10 9  m 3）のオイルサンドだけが燃やされた場合、地球の平均気温は0.02〜0.05 °C上昇すると推定されています。 1.8兆バレルの原油がすべて燃焼した場合、地球の平均気温の上昇は0.24～0.50℃になると予測されています。[ 178 ] Bergersonらは、WTW排出量は原油よりも高くなる可能性があるものの、排出量の少ないオイルサンドの場合は、排出量の多い従来の原油よりも優れた結果になることを発見しました。[ 179 ]^

アルバータ州のオイルサンドやその他の地域からの温室効果ガス排出を相殺するため、枯渇した油層・ガス層に二酸化炭素を隔離することが提案されている。この技術は石油増進回収法（EOR）から継承されている。[ 180 ] 2008年7月、アルバータ州政府は、アルバータ州の発電所およびオイルサンド採掘・精製施設における隔離プロジェクトを支援するために20億カナダドルの基金を発表した。[ 181 ] [ 182 ] [ 183 ]

2014年11月、国際エネルギー機関（IEA）のチーフエコノミスト、ファティ・ビロル氏は、カナダのオイルサンドからの温室効果ガスの追加排出量は「極めて低い」と述べた。IEAは、今後25年間でカナダのオイルサンド生産量が1日あたり300万バレル（48万立方メートル/日）以上増加すると予測しているが、ビロル氏は「この追加生産による排出量は、中国の排出量のわずか23時間分、つまり1日分にも満たない」と述べた。IEAは気候変動対策の責任を負っているが、ビロル氏はオイルサンドからの炭素排出量についてはほとんど懸念していないと述べた。「カナダ、米国、そして世界の他の地域でオイルサンドプロジェクトについて多くの議論が行われていますが、率直に言って、オイルサンドから発生する追加の二酸化炭素排出量は極めて低いのです。」ビロル博士は、気候変動に関する行動方針について大きな意見の相違があることを認めたが、「これらの反応はすべて科学的事実と健全な分析に基づいていることを願っています」と付け加えた。[ 184 ] [ 185 ]

2014年、米国議会調査局は、キーストーンXLパイプラインの建設許可決定に向けた報告書を発表しました。報告書には、「カナダ産オイルサンド原油は、米国の製油所で代替される可能性のある他の原油よりも一般的に温室効果ガス排出量が多く、ライフサイクルベースで米国で精製される原油1バレルあたりの平均排出量よりも約17%多くの温室効果ガスを排出すると推定される」と記載されています。[ 186 ]

カナダ天然資源省（NRCan）によると、2017年までにカナダの温室効果ガス排出量は2005年から2017年にかけて23%増加しており、「主にオイルサンド生産の増加、特に原位置抽出によるもの」であった。[ 8 ]

水生生物の奇形

オイルサンド開発が水生生物に与える影響については、相反する研究結果がある。2007年、カナダ環境省は、オイルサンドにさらされた魚類の胚に高い奇形発生率を示す研究を完了した。 アルバータ大学の陸水学者、デイビッド・W・シンドラーは、アルバータ州のオイルサンドがアサバスカ川とその支流に供給する芳香族多環式化合物（一部は発がん性物質として知られている）に関する研究論文の共著者である。 [ 187 ] 科学者、地元の医師、住民は、2010年9月に首相に送られた書簡を支持した。この書簡は、オイルサンドの下流にあるアサバスカ湖で捕獲された魚類の奇形や腫瘍の増加を理由に、同湖で独立した調査を開始するよう求めている。[ 188 ]

オイルサンド開発を擁護する研究の大部分は、地域水生生物モニタリングプログラム（RAMP）によって行われており、その運営委員会は主に石油・ガス企業で構成されています。RAMPの調査によると、変形率は過去のデータやオイルサンド上流の河川の変形率と比較して正常であることが示されています。[ 189 ] [ 190 ] [ 191 ]

公衆衛生への影響

2007年には、オイルサンドによって野生生物が悪影響を受けていることが示唆されました。例えば、2006年の研究ではヘラジカの体内に許容量の453倍ものヒ素が検出されたのですが、その後の研究では許容量の17～33倍にまで低下しました（ただし、国際的な摂取基準を下回っています）。[ 192 ]

オイルサンドが公衆衛生に及ぼす悪影響、例えばフォート・チペワイアン住民の癌罹患率が通常より高くなっていることなどについて懸念が高まっている。[ 193 ]しかし、癌罹患率の上昇を最初に報告し、オイルサンド開発との関連を指摘したジョン・オコナー医師は、その後、アルバータ州内科医外科大学による調査を受けた。同大学は後に、オコナー医師の発言は「虚偽、不正確、未確認情報」で構成されていると報告した。[ 194 ]

2010年、カナダ王立協会は「フォートチペワヤンに到達したオイルサンドからの環境汚染物質の曝露が、人間の癌発生率の上昇を引き起こすと予想されるレベルに達したという信頼できる証拠は現在のところ存在しない」とする報告書を発表した。[ 194 ]

2011年8月、アルバータ州政府は、癌の発症率の高さとオイルサンドの排出との間に関連があるかどうかを調べるために州の健康調査を開始しました。[ 195 ]

2014年に発表された報告書の中で、アルバータ州の最高保健医療責任者であるジェームズ・タルボット博士は、「これらの癌と（オイルサンドへの）環境曝露との関連性を示す強力な証拠はない」と述べています。タルボット博士はむしろ、フォート・チペワヤンにおける癌罹患率は州平均と比較してわずかに高いものの、喫煙率、肥満率、糖尿病、アルコール依存症、そしてワクチン接種率の低さといった要因の組み合わせが原因である可能性が高いと示唆しています。[ 194 ]

参照

注記

  1. ^タールサンド、粗ビチューメン、ビチューメンサンドとも呼ばれる。
  2. ^「中東の陸上市場」は「世界で最も安価な新規原油供給源」であり、「北米のタイトオイル」（米国の陸上シェールオイルを含む）は2位であった。北米産シェールオイルの損益分岐価格は2015年には1バレルあたり68米ドルで、生産コストが最も高い石油生産国の一つであった。2019年までに、タイトオイルのブレント原油損益分岐価格は1バレルあたり約46米ドルに達した。比較すると、サウジアラビアやその他の中東諸国の原油の損益分岐価格は42米ドルであった。

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