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オイルサンド[ a ]は、非在来型の石油鉱床の一種です。オイルサンドは、砂、粘土、水が自然に混ざり合った緩い砂、または部分的に固まった砂岩で、瀝青（高密度で非常に粘性の高い石油の一種）が染み込んでいます。
カナダ、[ 1 ] [ 2 ]カザフスタン、ロシア、ベネズエラでは、相当量のビチューメン鉱床が報告されている。世界の石油埋蔵量は推定で2兆バレル（3200億立方メートル）以上である。[ 3 ]確認埋蔵量のビチューメンは約1000億バレルであり、[ 4 ]世界の天然ビチューメン総埋蔵量は249.67 Gbbl（39.694 × 10 ^ 9 m3 ）と推定され、そのうち176.8 Gbbl（28.11 × 10 ^ 9 m3 ） 、つまり70.8%がカナダのアルバータ州にある。[ 1 ]
原油瀝青は、粘り気のある原油の一種で、加熱したり、軽質原油や天然ガス凝縮液などの軽い炭化水素で希釈したりしない限り、流動しないほど粘度が高い。室温では、冷たい糖蜜によく似ている。[ 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、これらの鉱床は非瀝青質であり、粘度が低いため、重質油または超重質油のカテゴリーに分類される。 [ 6 ]天然瀝青と超重質油は、バクテリアによって元の従来型油からどの程度分解されているかという点で異なる。
1973年と1979年の原油価格の上昇と、改良された抽出技術の開発により、オイルサンドの採掘と処理が収益性の高いものとなった。他のいわゆる非在来型石油抽出方法とともに、オイルサンドは燃焼不可能な炭素に関する議論に関わっているが、エネルギー安全保障にも貢献し、国際価格カルテルOPECに対抗している。オイル気候指数によると、オイルサンド原油からの炭素排出量は、従来型石油からの排出量よりも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年にかけての同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 ]
瀝青鉱床や湧水の使用は旧石器時代にまで遡る。[ 9 ]瀝青の最も古い使用例は、約4万年前のネアンデルタール人によるものである。シリアの遺跡では、ネアンデルタール人が使用した石器 に瀝青が付着しているのが発見されている。ホモ・サピエンスの出現後、人類は建物の建設や葦舟の防水など、さまざまな用途に瀝青を使用した。古代エジプトでは、ミイラの準備に瀝青の使用が重要であった。[ 10 ]
古代、瀝青は主にメソポタミアの産物で、シュメール人やバビロニア人が使用していたが、レバントやペルシャでも発見された。ティグリス川とユーフラテス川沿いの地域には、数百もの純粋な瀝青の湧出地があった。メソポタミア人は、船や建物の防水に瀝青を使用した。ヨーロッパでは、フランスのペシェルブロン近郊で大規模に採掘され、1742年には蒸気分離法が使用されていた。[ 11 ] [ 12 ]
カナダでは、先住民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瀝青を白樺の樹皮で作ったカヌーの防水に使っていた。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、クリー族のワパ・スーという人物がハドソン湾会社の毛皮商人ヘンリー・ケルシーにサンプルを持ち込み、ケルシーがそれを日記に記した時である。毛皮商人のピーター・ポンドは1778年にクリアウォーター川を下ってアサバスカにたどり着き、その鉱床を見て「地面に沿って流れる瀝青の泉」について記した。1787年、北極海に向かう途中の毛皮商人で探検家のアレクサンダー・マッケンジーはアサバスカのオイルサンドを見て、「（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、長さ20フィートの棒を少しも抵抗なく差し込める瀝青の泉がある」と記した。[ 13 ]
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Rystad Energyは、2019年5月に発表した「供給コスト曲線更新」の比較において、「世界の回収可能な液体資源の総量を損益分岐価格でランク付け」し、オイルサンドからの石油の平均損益分岐価格は2019年に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・オイルサンド産のウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）など、潮汐域へのアクセスが限られている重質で高硫黄の原油は、ウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）などの軽質で低硫黄の原油とは価格差が設けられています。価格は、比重（API）や硫黄含有量などの要素によって決まる原油のグレードと、潮汐域や製油所への近さなどの産地によって決まります。
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、米国などで生産されるような低硫黄で軽い石油よりもはるかに高い。[ 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最高値まで上昇したため、オイルサンドの生産は拡大し繁栄した。[ 16 ]好況期の後には不況が訪れ、 1980年代と1990年代の世界的な不況期、そして2003年に世界の石油価格が下落した。 [ 17 ]
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砂に用いられた。[ 18 ]この時期に瀝青砂を見た人々は、都市暖房や照明用の石炭ガスの製造の副産物として都市部で大量に発生するタール残渣に精通していた。[ 19 ]これらの天然瀝青堆積物を表す「タール」という言葉は、化学的にはタールは有機物（通常は石炭）の乾留によって生成される人工物質であるため、実際には誤称である。[ 20 ]
それ以来、石炭ガスは燃料として天然ガスにほぼ完全に置き換えられ、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。天然のビチューメンは化学的にコールタールよりもアスファルトに似ており、合成油はビチューメンから製造されるため、またタールサンドという用語が一般の人々にとって政治的に受け入れられにくいという認識があるため、生産地域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）という用語がより一般的に使用されています。[ 20 ]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 ]
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よく似ています。これらは、 API比重が20°を超える重質油、超重質油、および/または瀝青の巨大な鉱床であり、類似した特性を持つ未固結砂岩中に多く見られます。この文脈における「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。砂は油で飽和しており、そのため固結して硬い砂岩になるのを妨げています。[ 6 ]
両国の資源規模は、原油埋蔵量(OOIP) で 3.5 兆～ 4 兆バレル (5500 億～ 6500 億立方メートル) 程度である。[ 23 ]原油埋蔵量は必ずしも石油埋蔵量を意味するものではなく、生産可能な量は技術の進歩によって左右される。1985～2000 年にかけてのカナダにおける急速な技術開発により、蒸気圧入重力排水法(SAGD)などの技術が開発され、従来の方法よりも原油埋蔵量の 10% を回収できるようになった。アルバータ州政府は、現在の技術ではビチューメンと重油の 10% を回収でき、回収可能な石油埋蔵量は約 2000 億バレル (320 億立方メートル) になると推定している。ベネズエラは回収可能な石油を 2670 億バレル (420 億立方メートル) と推定している。[ 6 ]これにより、カナダとベネズエラはサウジアラビアと同じレベルとなり、世界最大の石油埋蔵量を持つ3カ国となった。
世界には数多くのオイルサンド鉱床が存在するが、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な鉱床がある。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ものを上回る。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（2.2兆バレル）を超える膨大な量のビチューメン鉱床が存在する。この石油の30 %を抽出できれば、 2002年の消費レベルで北米全体の需要を100年以上賄うことができる。これらの鉱床は豊富な石油を表しているが、安価な石油ではない。石油を抽出して製油所に輸送するには高度な技術が必要となる。[ 24 ]
西カナダ堆積盆地 (WCSB) のオイルサンドは、太平洋プレートが西から押し寄せて北米プレートに衝突し、かつては大きな島々であったブリティッシュコロンビア州の大部分を構成する島々を運んだ結果、カナディアンロッキー山脈が形成されたものです。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の上に隆起して山脈が形成されました。この造山運動により、アルバータ州の大部分の下にある堆積岩層が深いところまで埋没し、地下温度が高くなり、巨大な圧力鍋効果が生じ、深く埋没した有機物に富む頁岩中のケロゲンが軽質油と天然ガスに変化しました。[ 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ますが、後者はケロゲンが液体の油に変化するほど深く埋没したことはありません。
この衝上断層運動により、アルバータ州の地下の大部分の下にある白亜紀以前の堆積岩層も傾斜し、アルバータ州南西部の岩層はロッキー山脈付近で最大8 km (5 マイル)の深さまで沈下したが、北東部ではカナダ楯状地の火成岩に接して深さがゼロになり、地表に露出している。この傾斜は、結果として生じた溝が山からの侵食物で埋められているため、地表では明らかではない。軽質油は、アルバータ州の下の地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、水力学的輸送によって傾斜上方へ移動した。南西から北東への油の移動の総距離は約500 ～ 700 km (300 ～ 400 マイル)であった。北東部の浅い堆積層では、石油が地表に近づくにつれて大規模な微生物による生分解が起こり、石油の粘度が高まり、流動性が低下した。残存する石油のほぼすべては、アルバータ州の最北部、中期白亜紀（1億1500万年前）の砂・シルト・頁岩堆積層に厚い頁岩が重なっている場所に存在しているが、アルバータ州とサスカチュワン州の境界沿いの重油帯には、ビチューメンよりも軽い重油が大量に存在し、サスカチュワン州にまで広がり、モンタナ州との境界に近づいている。なお、サスカチュワン州はアルバータ州に隣接しているが、ビチューメンの大規模な堆積層はなく、10°APIを超える重油の大規模な貯留層のみが存在する。[ 6 ] [ 25 ]
カナダのオイルサンドの大部分は、アルバータ州北部の3つの主要な油田に集中しています。それらは、アルバータ州北東部のアサバスカ・ワビスカウ油サンド、アルバータ州東東部のコールドレイク油田、アルバータ州北西部のピースリバー油田です。これら油田を合わせると、面積は14万平方キロメートル（5万4000平方マイル）を超え、イングランドよりも広い面積を占め、約1.75兆バレル（280×10⁹立方メートル）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、現在の価格と現在の技術で、埋蔵量の約10％、すなわち173億バレル（27.5 × 10⁹立方メートル）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％、北米全体の石油埋蔵量の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エリアを持つ世界で唯一の鉱床ですが、アルバータ州の3つのエリアはすべて、周期蒸気刺激（CSS）や蒸気補助重力排水（SAGD）などの原位置採掘法による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したマクマレー層にあります。フォートマクマレーの北約50km （30マイル）の地表（埋没深度ゼロ）に露頭しており、そこには巨大なオイルサンド鉱山が設立されていますが、フォートマクマレーの南東では深さ400m （1,300フィート）です。回収可能な石油の約20％を含むオイルサンド面積のわずか3％だけが地表採掘で生産できるため、残りの80％は原位置油井を使用して生産する必要があります。他のカナダの鉱床は深さ350～900m （1,000～3,000フィート）で、原位置生産が必要です。[ 6 ] [ 25 ]
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ある、重質で粘性の高い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。これらの埋蔵量は世界最大級の非在来型石油の供給源の一つであり、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年現在、カナダのオイルサンド産業は、カナダ西部およびニューファンドランド・ラブラドール州近郊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、年末には日量約530万バレル（bpd）という過去最高を記録する可能性があ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、その輸送能力は現在の日量30万バレルから日量89万バレルへと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、生産量が2024年以降に横ばいになる可能性があり、短命に終わるかもしれないという警告がある。[ 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を上回っており、同国は2024年に世界の原油生産量増加の重要な推進力となる態勢を整えている。 [ 27 ]これらの資源の採掘は、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 ]
アルバータ州エネルギー省[ 35 ]、アルバータ州エネルギー規制委員会（AER）、カナダ石油生産者協会（CAPP ）によると、アサバスカ油砂は、近隣のピースリバー油砂やコールドレイク 油砂とともに、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埋まっている。
コールドレイク油砂は、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州境付近に位置しています。コールドレイク油砂のごく一部はサスカチュワン州にあります。アサバスカ油砂よりは小さいものの、コールドレイク油砂は、その油の一部が従来の方法で抽出できるほど流動性が高いため重要です。コールドレイクのビチューメンは、アルバータ州の他の主要な油砂よりもアルカンが多く、アスファルテンが少なく、流動性が高いです。 [ 36 ]そのため、生産には一般的に循環蒸気刺激法（CSS）が用いられます。
コールドレイクのオイルサンドは、アルバータ州ボニービルを中心としたほぼ円形をしています。おそらく600億立方メートル（3700億バレル）を超える超重質油が埋蔵されていると考えられます。この油は粘度が高いですが、アサバスカのオイルサンドよりはかなり低く、硫黄分もやや少ないです。堆積物の深さは400～600メートル（1,300～2,000フィート） 、厚さは15～35メートル（49～115フィート）です。[ 24 ]深すぎるため、地表採掘はできません。
オイルサンドの大部分は、カナダ軍コールドレイク基地にあります。コールドレイク基地の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。コールドレイク航空兵器射場（CLAWR）は、巡航ミサイルの試験を含む、世界最大級の実弾投下爆撃射場の1つです。オイルサンドの生産が拡大し続けるにつれ、さまざまなセクターが空域、土地、資源へのアクセスを巡って競合し、これが油井の掘削と生産を著しく複雑化させています。
アルバータ州北西部中央部に位置するピースリバー油砂鉱床は、西カナダ堆積盆地層の4つの大規模な油砂鉱床の中で最小のものです[ 37 ]。[ 37 ]
ピースリバーのオイルサンドは、概ねピースリバーの流域に位置している。
ピースリバーのオイルサンド鉱床は州内で最小です。最大のアサバスカオイルサンドは東に位置しています。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あり、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関連しています。[ 37 ]ペトロリアムエコノミストによると、オイルサンドは70カ国以上で見られますが、その大部分はこれら4つの地域に集中しており、面積は約77,000平方キロメートル（30,000 平方 マイル）に及びます。[ 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発見された世界の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、 [ 39 ]当初の原油埋蔵量（OOIP）は260,000,000,000立方メートル（9.2 × 10 12 立方 フィート）（1.6兆バレル）であり、これは従来の石油の世界の総埋蔵量に匹敵する量である。
アサバスカ油砂は地表近くにあり、露天掘り鉱山で砂をすくい上げて中央の処理場に運ぶことができるのに対し、ピースリバー油砂は深すぎると考えられており、蒸気圧入重力排水法（SAGD）と砂を用いた冷間重質油生産法（CHOPS）を用いて原位置で採掘されている。[ 40 ]
東ベネズエラ盆地はWCSBと同様の構造を持つが、規模は小さい。石油がシエラオリエンタル山脈の麓からギアナ楯状地の火成岩に接して尖滅するオリノコオイルサンドまで上方に移動した距離は、わずか約200～300 km（100～200マイル）である。[ 41 ]石油輸送の流体力学的条件は類似しており、シエラオリエンタル山脈の隆起によって深く埋没した根源岩から軽質油が生成され、それが南に向かって上方に移動し、地表付近での生物分解による粘度増加によって徐々に固定された。オリノコ堆積物は、カナダの堆積物とよく似ており、連続した厚い頁岩に覆われた初期第三紀（5000万～6000万年前）の砂-シルト-頁岩層である。
ベネズエラのオリノコベルト油砂は、深さが350～1,000メートル（1,000～3,000フィート）で、地表に露頭はありません。この油砂鉱床は東西に約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）と、カナダの油砂鉱床の総面積よりもはるかに小さいです。一般的に、カナダの油砂鉱床はベネズエラの油砂鉱床よりもはるかに広い範囲に分布し、特性や貯留層の種類も多岐にわたりますが、地質構造やメカニズムは似ています。主な違いは、ベネズエラの油砂鉱床の油はカナダの油砂よりも粘度が低いため、従来型の掘削技術で一部を生産できるものの、カナダのように地表に近づく油はないため、露天掘りでは生産できないことです。カナダの鉱床は、ほぼすべて採掘、あるいは新たな非従来型の技術を用いて生産する必要があるだろう。
オリノコベルトは、ベネズエラのオリノコ川東部流域の南部に位置する地域で、世界最大級の石油埋蔵量を誇る。オリノコベルトはオリノコ川に沿って広がっており、東西約600キロメートル（370マイル） 、南北約70キロメートル（43マイル） 、面積は約55,314平方キロメートル（21,357平方マイル）である。
オイルサンドは、超重質原油の大規模な堆積物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 Gbbl (190 × 10 ^ 9 m 3 )と推定されており、これは世界の軽質油の埋蔵量とほぼ同等です。[ 1 ]
2009年、米国地質調査所（USGS）は、埋蔵量の推定値を513 Gbbl（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業界慣行を使用して生産可能）」な石油とした。経済的に回収可能な石油の量については推定されなかった。[ 42 ]
アルバータ州にある3つの主要なカナダのオイルサンドに加え、カナダには4つ目の主要なオイルサンド鉱床、カナダ北極圏のメルビル島オイルサンドが存在するが、ここはあまりにも遠隔地にあるため、近い将来に商業生産が始まることは期待できない。
カナダとベネズエラの巨大な[ 43 ]オイルサンド鉱床の他に、他の多くの国にも小規模なオイルサンド鉱床が存在する。米国では、主にユタ州東部に超巨大な[ 43 ]オイルサンド資源があり、カーボン、ガーフィールド、グランド、ユインタ、ウェインの各郡にある8つの主要鉱床に合計32 Gbbl（5.1 × 10 ^ 9 m3 ）の石油（既知および潜在）が存在する。[ 44 ]米国のオイルサンドはカナダのオイルサンド鉱床よりもはるかに小さいだけでなく、炭化水素に濡れやすいのに対し、カナダのオイルサンドは水に濡れやすい。[ 45 ]このため、ユタ州のオイルサンドの抽出技術は、アルバータ州のオイルサンドの抽出技術とはやや異なるものが必要となる。
ロシアには主に2つの地域にオイルサンドが存在する。東シベリアのツングースカ盆地には大規模な資源があり、最大の鉱床はオレニョクとシリギルである。その他の鉱床は、チマン・ペチョラ盆地とヴォルガ・ウラル盆地（タタルスタン共和国とその周辺）に位置しており、タタルスタン共和国は従来型石油に関して重要だが非常に成熟した地域であり、浅いペルム紀の地層に大量のオイルサンドが存在する。[ 1 ] [ 46 ]カザフスタンでは、北カスピ海盆地に大規模な瀝青鉱床が存在する。
マダガスカルでは、ツィミロロとベモランガの2つの重質オイルサンド鉱床があり、ツィミロロではすでに試験井から少量の石油が生産されている。[ 47 ]より大規模な開発は初期計画段階で行われている。[ 48 ]コンゴ共和国では、埋蔵量は0.5 ～2.5 Gbbl（79 × 10 ^ 6 ～397 × 10 ^ 6 m3 ）と推定されている。
瀝青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があるのはカナダだけである。2006年、カナダの瀝青生産量は81のオイルサンドプロジェクトを通じて平均1.25 Mbbl/日（200,000 m 3 /日）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年時点では）瀝青生産量の増加と在来型石油生産量の減少に伴い今後数十年で増加すると予想されていたが、2008年の景気後退により新規プロジェクトの作業は延期された。[ 2 ]他の国では、オイルサンドから石油が相当量生産されていない。[ 45 ]
アルバータ州のオイルサンドは、1967年に最初のグレート・カナディアン・オイルサンド（現在のサンコア・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ます。シンクルードの2番目の鉱山は1978年に操業を開始し、あらゆる種類の鉱山の中で世界最大規模です。アサバスカ・オイルサンドの3番目の鉱山である、シェル・カナダ、シェブロン・コーポレーション、ウェスタン・オイルサンド社（ 2007年にマラソン・オイル・コーポレーションに買収）のアルビアン・サンズ・コンソーシアムは2003年に操業を開始しました。ペトロ・カナダは、UTSエナジー・コーポレーションおよびテック・コミンコと提携して330億ドルのフォート・ヒルズ・プロジェクトも開発していましたが、2009年のペトロ・カナダとサンコアの合併後に勢いを失いました。[ 50 ]
2013年までに、アサバスカ油砂鉱床には、Suncor Energy Inc. (Suncor)、Syncrude Canada Limited (Syncrude) の Mildred Lake と Aurora North、Shell Canada Limited (Shell) の Muskeg River と Jackpine、Canadian Natural Resources Limited (CNRL) の Horizon、Imperial Oil Resources Ventures Limited (Imperial)、Kearl Oil Sands Project (KOSP)、Total E&P Canada Ltd. Joslyn North Mine、Fort Hills Energy Corporation (FHEC) の 9 つの油砂採掘プロジェクトがありました。[ 51 ] 2011 年だけで、5,200 万立方メートルを超えるビチューメンが生産されました。[ 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、環境団体がカナダのオイルサンド採掘をエコサイドと表現している。[ 52 ] [ 53 ][54][55] [56][ 57 ]科学的な深層学習を用いたカナダのオイルサンド尾鉱からのメタン予測は、大幅な過小評価を示している。[ 58 ]
2022年初頭からアルバータ州のオイルサンド採掘量は急激に増加し、2014年の水準をはるかに上回った。原油価格の高騰がその一因である。[ 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となる可能性がある。[ 60 ]
2000年以前には、ベネズエラの超重質油田の重要な開発は行われなかったが、BITOR操業では一次生産により日量10万バレル弱（16,000 m 3 /d）の9°APIの原油が生産された。これは主に、火力発電所で燃焼するための重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）として出荷された。 [ 6 ]しかし、ベネズエラの国営石油会社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た。オリマルジョンはPDVSAの技術者の誇りであったため、主要な政治指導者の間でオリマルジョンは不評となった。その結果、政府はオリマルジョン計画を「縮小」しようとしている。
オリノコ油田のオイルサンドには、カナダの同規模のビチューメン埋蔵量よりも生産しやすい超重質油が含まれているにもかかわらず、ベネズエラの石油生産量は近年、同国の政治経済問題のために減少傾向にある一方、カナダの石油生産量は増加している。その結果、カナダの重質油とビチューメンの輸出がベネズエラの重質油と超重質油を米国市場から締め出し、カナダの対米石油輸出総量はベネズエラの数倍にまで増加している。
2016年までに、ベネズエラの経済は急降下し、国内では食糧不足、計画停電、暴動、反政府デモが広範囲に及んでいたため、近い将来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 ]
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なオイルサンド鉱床を開発するプロジェクトを発表した。生産は2014年に開始される予定で、最終的には合計40,000バレル/日（6,400立方メートル/日）の生産が見込まれている。[ 62 ]
従来の油井技術で抽出できる超重質油や瀝青のごく一部を除いて、オイルサンドは露天掘り、または高度な原位置技術を用いて油を井戸に流し込むことで生産されなければならない。これらの方法は通常、従来の石油抽出よりも多くの水を使用し、より多くのエネルギーを必要とする。カナダのオイルサンドの大部分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はすべて地表よりはるかに深いため、地表採掘はできない。[ 63 ]
従来型の原油は通常、油井を石油貯留層に掘削し、自然の貯留層圧力で原油が流れ込むようにして地中から抽出されますが、生産を維持するためには、人工揚水や水平掘削、水圧入、ガス注入などの技術が必要になることがよくあります。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、一次生産を使用すると、典型的な原油回収率は約 8 ～ 12% になります。カナダのオイルサンドははるかに低温で生物分解が進んでいるため、ビチューメン回収率は通常約 5 ～ 6% に過ぎません。歴史的に、一次回収はカナダのオイルサンドの流動性の高い領域で使用されていました。しかし、原油のごく一部しか回収できなかったため、今日ではあまり使用されていません。[ 64 ]
オイルサンドの露天掘りでは、表土を除去し、オイルサンドを破砕装置に運び込んでスラリー状にし、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、露天掘りできるほど浅い唯一の主要なオイルサンド鉱床です。アサバスカサンドには、表土がほとんどない非常に大量のビチューメンがあり、露天掘りが最も効率的な抽出方法となっています。表土は、粘土と不毛な砂の上に水を含む泥炭湿原（泥炭沼）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、固結していない砂岩に埋め込まれた厚さ40～60メートル（130～200フィート）の原油ビチューメンの堆積物です。グレートカナディアンオイルサンド（現在のサンコアエナジー）が1967年に最初の大規模な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抽出され、その量はそれ以来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る。Syncrude Canadaの鉱山は1978年に2番目に開坑し、Shell Canadaは2003年にMuskeg River鉱山（Albian Sands）を開坑、 Canadian Natural Resources Ltd（CNRL）は2009年にHorizon Oil Sandsプロジェクトを開坑した。新しい鉱山には、Shell CanadaのJackpine鉱山[ 66 ] 、 Imperial OilのKearl Oil Sandsプロジェクト、Synenco Energy（現在はTotalEnergiesが所有）のNorthern Lights鉱山、SuncorのFort Hills鉱山などがある。
オイルサンドの尾鉱池は、塩類、懸濁物質、ナフテン酸、ベンゼン、炭化水素[ 67 ] 、残留ビチューメン、微細シルト（成熟微細尾鉱MFT）、水[ 68 ]などの溶解性化学物質を含む人工ダムおよび堤防システムです。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が約77平方キロメートル（30平方マイル）の面積を覆っていると報告しました。[ 68 ]シンクルード尾鉱ダムまたはミルドレッド湖沈殿池（MLSB）は、建設資材の体積で言えば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 ]
数年前、カナダの石油会社は、重油井から砂フィルターを取り外し、できるだけ多くの砂を油と一緒に生産すると、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、砂を用いた冷重油生産（CHOPS）として知られるようになりました。さらに研究を進めたところ、砂を汲み出すと砂層に「ワームホール」が開き、より多くの油が坑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、生産率と回収率の向上（砂フィルターを設置した場合の5～6%に対し約10%）ですが、欠点は、生産された砂の処分が問題になることです。この新しい処分方法として、砂を農村部の道路に撒くことがありました。地方自治体は、油の混じった砂が粉塵を減らし、石油会社が道路の維持管理をしてくれるため、この方法を好みました。しかし、政府は道路に撒かれた油の量と組成に懸念を抱くようになりました。[ 70 ]そのため、近年では、油の混じった砂を地下の塩坑に処分することが一般的になっています。
重質油を回収するための蒸気注入法は、1950年代からカリフォルニアの油田で使用されてきました。周期的な蒸気刺激法（CSS）の「ハフアンドパフ」法は、初期の生産速度が速いため、現在では世界中の重質油生産で広く使用されています。ただし、回収率はSAGD（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％）なっています。[ 71 ]
CSSは、1985年からインペリアル・オイルがコールド・レイクで使用しており、カナディアン・ナチュラル・リソーシズがプリムローズとウルフ・レイクで、シェル・カナダがピース・リバーで使用しています。この方法では、井戸は蒸気注入、浸漬、石油生産のサイクルを経ます。まず、300～340℃の温度で数週間から数か月間、井戸に蒸気を注入します。次に、井戸を数日から数週間放置して熱が地層に浸透するのを待ち、その後、数週間から数か月間、高温の石油を井戸から汲み出します。生産量が低下すると、井戸は再び注入、浸漬、生産のサイクルを経ます。このプロセスは、蒸気注入のコストが石油生産で得られる利益よりも高くなるまで繰り返されます。[ 72 ]
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、1990年代半ばまでに迅速かつ安価に実施できるようになった方向掘削技術の進歩と偶然にも一致しました。SAGDでは、オイルサンドに2本の水平井戸が掘削され、1本は地層の底に、もう1本はその約5メートル上に掘削されます。これらの井戸は通常、中央のパッドからグループで掘削され、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。各井戸ペアでは、上部の井戸に蒸気が注入され、熱によってビチューメンが溶け、下部の井戸に流れ込み、そこで地表に汲み上げられます。[ 72 ]
SAGDは、CSSよりもコストが安く、非常に高い石油生産率を実現し、埋蔵量の最大60%を回収できることから、生産技術における大きなブレークスルーであることが証明されています。その経済的な実現可能性と広大なオイルサンド地域への適用性から、この方法だけで北米の石油埋蔵量は4倍になり、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が、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プロジェクトを稼働中または建設中です。例としては、ジャパン・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）のマッケイ・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社のサーモント・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挙げられる。アルバータ州のOSUM社は、実績のある地下採掘技術とSAGDを組み合わせることで、オイルサンド鉱床内から地下で井戸を掘削し、回収率を高めることが可能になり、従来のSAGDと比較してエネルギー要件も削減している。この特定の技術応用は試験段階にある。
いくつかの方法では、蒸気の代わりに溶剤を使用し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、蒸気を生成するのに必要なエネルギーが少なく、より多くの石油を生産できる場合に有益です。
蒸気抽出法（VAPEX）は、SAGDと同様の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坑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坑井に流し込みます。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精製することも可能です。このプロセスは石油会社から注目を集めており、現在、各社が試験運用を行っています。
上記の方法は相互に排他的ではありません。SAGD生産に入る前に地層を調整するために、坑井を1回のCSS注入・浸漬・生産サイクルに通す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のためにVAPEXとSAGDを組み合わせる実験を行っています。[ 76 ]
これは、垂直空気注入井と水平生産井を組み合わせた非常に新しい実験的な方法です。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」に向かって移動する垂直の火の壁を作り出し、重質の石油成分を燃焼させ、地層内で重質ビチューメンの一部を軽質の石油にアップグレードします。歴史的に、火炎注入プロジェクトは、火炎前線の制御が難しく、生産井に火がつく傾向があるため、うまくいっていません。しかし、一部の石油会社は、THAI 法はより制御しやすく実用的であり、蒸気を発生させるための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、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、他の生産技術よりも環境負荷が小さいと主張している。[ 78 ]
Petrobank Energy and Resources は、アルバータ州の試験井から有望な結果が報告されており、1 井あたり最大400 bbl/日 (64 m 3 /日)の生産率で、原油のAPI 度が 8 度から 12 度に向上した。同社は、下部パイプの内側に敷かれた触媒を通して原油を引き込むCAPRI (制御された大気圧樹脂注入) [ 79 ]システムにより、さらに 7 度の向上を期待している。[ 80 ] [ 81 ] [ 82 ]
数年間の現地生産を経て、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った。ケロバートのTHAI井戸からの生産量が着実に減少する中、ペトロバンクはTHAI特許の価値と施設の埋蔵量をゼロに減損した。彼らは「マルチTHAI」と呼ばれる新しい構成を実験する計画があり、これには空気注入井戸の追加が含まれる。[ 83 ]
これは、瀝青貯留層の底部に位置する水平生産井の上に複数の垂直空気注入井を用いる実験的な方法です。CSSと同様の初期蒸気サイクルを使用して、瀝青の着火と流動化を準備します。このサイクルの後、垂直井に空気を注入し、上部の瀝青に着火させ、下部の瀝青を（加熱によって）流動化させて生産井に流し込みます。COGDはSAGDと比較して80%の節水効果が得られると予想されています。[ 84 ]
ビチューメン泡処理は、アサバスカオイルサンド（AOS）のビチューメン回収作業で使用されるプロセスで、ビチューメンを軽質炭化水素溶剤（ナフテン系またはパラフィン系）で希釈して泡の粘度を下げ、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、ビチューメン泡から微細な無機物（水と鉱物粒子）を除去します。 [ 85 ]粘度が高い、または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。従来型のナフテン泡処理（NFT）は、化学物質を添加したナフサ溶剤を使用します。 2000年代初頭にアルビアン砂で初めて商業的に使用されたパラフィン溶剤泡処理（PSFT）は、水や鉱物固形物などの汚染物質のレベルが低い、よりきれいなビチューメンをもたらします。[ 86 ]泡処理の後、ビチューメンは「コーカー装置を用いて熱により合成原油を製造する」ことでさらに高度化することができる。[ 86 ]
ビチューメン1バレルを抽出して合成原油にアップグレードするには、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を燃焼して生産されています。 [ 87 ]石油換算バレルは約6.117ギガジュール（1,699 kWh） なので、EROEIは5～6です。これは、消費されるエネルギーの約5～6倍のエネルギーを抽出することを意味します。エネルギー効率は、 2015年までに1バレルあたり平均900立方フィート（25 m3 ）の天然ガスまたは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 ]
天然ガスの代替品は存在し、オイルサンド地域で利用可能です。ビチューメン自体を燃料として使用でき、合成原油1単位あたり約30～35%の原油ビチューメンを消費します。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使用してビチューメンをアップグレードし、アスファルテン残渣をガス化装置に供給し、その合成ガスをコジェネレーションタービンと水素製造装置で使用して、蒸気、水素、電力などプロジェクトに必要なすべてのエネルギーを供給します。[ 89 ]このように、天然ガスを消費せずに合成原油を生産しますが、資本コストは非常に高くなります。
数年前、カナダのオイルサンド生産において、プロジェクト燃料用の天然ガスの不足が問題になると予測されていましたが、近年の米国のシェールガス生産量の増加により、北米におけるこの問題は大部分が解消されました。水圧破砕法の利用拡大により、米国は天然ガスの自給率をほぼ確保し、アルバータ州産のガスを代替するためにカナダ東部への天然ガス輸出量を増やしています。これに対し、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、米国およびカナダ東部への天然ガスの出荷量を削減し、ガスをアルバータ州内、特にオイルサンド燃料として利用するよう転換しています。東部および南部の天然ガスパイプラインは、ガスではなく、増加するオイルサンド生産物をこれらの地域に輸送するように転換されています。カナダには米国に加えて、未開発のシェールガス鉱床が膨大に存在するため、将来のオイルサンド生産に必要な天然ガスは深刻な問題とはならないようです。新規生産による天然ガス価格の低迷は、オイルサンド生産の経済性を大幅に改善しました。
オイルサンドから抽出される超重質原油または粗ビチューメンは、非常に粘性の高い半固体状の油で、常温では流れにくく、パイプラインで市場に輸送するのが困難です。石油パイプラインを通すには、より軽い合成原油（SCO）にアップグレードするか、希釈剤と混合して希釈ビチューメンを形成するか、または加熱して粘度を下げる必要があります。[ 90 ]
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一般的に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た市場への原油輸送が非常に容易になります。一方、原位置採掘プロジェクトで生産されたビチューメンは一般的にアップグレードされず、未精製のまま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薬剤が現場で生産されない場合、他の場所から調達してアップグレード現場まで輸送する必要があります。アップグレードされた原油をパイプラインで現場から輸送する場合、十分なアップグレード剤を供給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生産コスト、それを輸送するためのパイプラインのコスト、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含めて計算する必要があります。
製油所に到着した合成原油は処理され、精製過程で改質剤のかなりの部分が除去されます。改質剤は他の燃料留分に利用されることもありますが、最終的には、ビチューメンをパイプラインで輸送可能にするためだけに、液体燃料を改質施設までパイプラインで送る必要が生じます。すべての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石油精製所は、アスファルトに通常含まれる4～7％の硫黄含有量よりも低い、軽質または中質の原油を処理するように設計されていました。当初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、重質油精製所によく似た、大規模で高価なプラントです。現在、SCOを生産せず、アスファルトの粘度を下げるだけの、よりシンプルなアップグレーダーの設計に関する研究が行われており、これにより、従来の重質油のように混合せずに輸送することが可能になります。
2004年に新たな重質油ストリームとして発売されたウェスタン・カナディアン・セレクト（Western Canadian Select）は、アルバータ州ハーディスティにあるハスキー・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 ]。ウェスタン・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、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だが、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、および従来型と非従来型の両方の25の既存ストリームも含まれており[ 96 ] 、希釈ビチューメンと合成ビチューメンの両方を含むシンディルビットとなっている[ 97 ]： 16
精製の最初のステップは、真空蒸留によって軽い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原料からアスファルトを分離します。クラッキングは、より重い炭化水素分子をより単純な分子に分解するために使用されます。クラッキングによって硫黄を多く含む製品が生成されるため、硫黄含有量を0.5%未満にして、甘く軽い合成原油を生成するために脱硫を行う必要があります。 [ 98 ]
2012年、アルバータ州は3つの主要なオイルサンド鉱床から約1,900,000バレル/日（300,000立方メートル/日）の原油ビチューメンを生産し、そのうち約1,044,000バレル/日（166,000立方メートル/日）がより軽い製品にアップグレードされ、残りは原油ビチューメンとして販売されました。アップグレードされたビチューメンとアップグレードされていないビチューメンの両方の量は毎年増加しています。アルバータ州には、さまざまな製品を生産する5つのオイルサンドアップグレード業者があります。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、そして中国に数多く存在するような近代化された新しい大規模製油所は、重質油の精製を自社で行うことができるため、SCOではなく未精製のビチューメンや超重質油を需要している。主な問題は、原料の粘度が高すぎてパイプラインを通せないため、タンカーや鉄道貨車で輸送しない限り、流動性を確保するために希釈剤と混合する必要があることである。そのためには、原油ビチューメンを、ガス井からの凝縮液、石油精製所やガスプラントからのペンタンやその他の軽質製品、あるいはオイルサンド精製所からの合成原油などの軽質炭化水素希釈剤と混合し、パイプラインを通して市場に送れるようにする必要がある。
一般的に、混合アスファルトは、天然ガス凝縮液またはその他の希釈剤を約30%、アスファルトを約70%含有する。あるいは、アスファルトは、特別に設計された鉄道タンク車、タンクローリー、液体貨物バージ、または外航タンカーによって市場に輸送することもできる。これらの輸送手段では、タンクを加熱して油を汲み出すことができるため、必ずしもアスファルトを希釈剤と混合する必要はない。
オイルサンド希釈剤用のコンデンセートの需要は、2020年までに日量75万バレル（11万9000立方メートル）を超え、2012年の2倍になると予想されている。カナダ西部では日量約15万バレル（2万4000立方メートル）のコンデンセートしか生産されないため、供給不足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た。しかし、近年の米国のタイトオイル生産量の急増により、この問題はほぼ解決された。これは、生産されたオイルの多くが米国の製油所での使用には軽質すぎるが、ビチューメンの希釈には最適であるためである。余剰の米国のコンデンセートと軽質オイル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る。希釈剤は単に輸出され、すぐに再輸入されるため、米国の原油輸出禁止措置の対象とはならない。米国に戻った後、製油所は希釈剤を分離し、それをカナダに再輸出します。これは、希釈剤が製油所製品となるため、再び米国の原油輸出法を回避します。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、かつてエドモントンからシカゴへプロパンを輸送していたコチン・パイプラインを逆方向に運用し、 2014年半ばまでにシカゴからエドモントンへ日量95,000バレル（15,100立方メートル）のコンデンセートを輸送する予定です。また、エンブリッジは、現在シカゴ地域からエドモントンへ日量180,000バレル（29,000立方メートル）の希釈剤を輸送しているサザン・ライツ・パイプラインの拡張を検討しており、さらに日量100,000バレル（16,000立方メートル）を追加する予定です。[ 101 ]
ベネズエラの超重質油はカナダのビチューメンよりも粘度が低いものの、その差の大部分は温度によるものです。油が地中から出てきて冷えると、パイプラインを通すには粘度が高すぎるという同じ問題に直面します。ベネズエラは現在、オリノコ油砂で、10年以上前に外国の石油会社によって建設された4つのアップグレーダーの処理能力を超える超重質原油を生産しています。これらのアップグレーダーの合計処理能力は63万バレル/日（10万立方メートル/日）で、これは超重質油の生産量の半分に過ぎません。さらに、ベネズエラは超重質油を市場に輸送するための希釈剤として使用するナフサの生産量が不足しています。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凝縮液をほとんど生産しておらず、米国の新たなシェールガス生産から凝縮液を容易に入手することもできません。ベネズエラは国内市場に供給するのに十分な精製能力も持っていないため、パイプライン希釈剤として使用するナフサの供給が不足しており、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。ベネズエラは経済危機の結果として財政問題を抱えており、米国政府や石油会社との政治的な意見の相違もあるため、状況は未解決のままである。[ 102 ]
重質原油原料は、従来の製油所で処理できる状態にするために前処理が必要ですが、重油およびアスファルト精製所は前処理を自社で行うことができます。この前処理は「グレードアップ」と呼ばれ、その主な構成要素は以下のとおりです。
炭素除去はほとんどの場合、非常に非効率的で無駄が多いため、触媒水素化分解がほとんどの場合に好まれる。これらのプロセスはすべて、大量のエネルギーと水を必要とし、従来の石油よりも多くの二酸化炭素を排出する。
触媒精製と水素化分解はまとめ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、重質原油に含まれる不純物に対処することです。これらの不純物は、時間の経過とともに触媒を毒してしまうからです。触媒の高い活性と長寿命を確保するために、この問題に対処するための多くの努力がなされてきました。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の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ごとに異なります。[ 103 ]
アルバータ州には、カナダ西部の大部分に石油製品を供給している主要な石油精製所が4つありますが、2012年時点では、アルバータ州で生産された約1,900,000バレル/日（300,000立方メートル/日）のビチューメンとSCOのうち、4分の1未満しか処理していませんでした。一部の大規模なオイルサンド精製所では、操業の一環としてディーゼル燃料も生産していました。オイルサンドのビチューメンとSCOの一部は他の州の精製所に送られましたが、そのほとんどは米国に輸出されました。アルバータ州の4つの主要な精製所は次のとおりです。[ 104 ]
85億ドルを投じたスタージョン製油所は、アルバータ州で5番目の主要な製油所であり、フォートサスカチュワン近郊で建設中で、2017年に完成予定です。 [ 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、ビチューメンをアジアおよびカナダ市場向けの燃料に加工する新しい製油所を提案した。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使用して製油所に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国資本によって運営されている。カナダの製油所は、カナダ国内で生産される石油の約25%しか処理できない。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、もともと軽質および中質原油用に建設された。しかし、国際原油価格よりも低い価格で新たなオイルサンド生産が開始されたことで、市場価格の不均衡が生じ、それを処理できない製油所の経済性は損なわれてしまった。
中国が追い抜いた2013年以前は、米国は世界最大の石油輸入国でした。[ 108 ]カナダとは異なり、米国には数百の石油精製所があり、その多くは米国の軽質油と中質油の生産量が減少するにつれて重質油を処理するように改造されています。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であると想定されていました。米国は歴史的に、特に近年、カナダの原油と製品の最大の顧客でした。カナダのオイルサンドがますます多くの石油を生産する一方で、米国では国内生産と他国からの輸入が減少したため、米国のカナダからの石油と製品の輸入は、 1981年の450,000バレル/日（72,000立方メートル/日）から2013年には3,120,000バレル/日（496,000立方メートル/日）に増加しました。 [ 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が高まっている。輸出パイプラインの容量は限界に近づいており、カナダの石油は世界市場価格よりも割安で販売されている。米国の原油および石油製品の輸入需要は、米国の経済問題により減少しており、米国の国内非在来型石油生産（シェールオイルのフラッキングによる生産が急速に増加している）も増加している。米国は2016年に原油の輸出を再開し、2019年初頭の時点で、シェールオイルがカナダからの輸入を代替し、米国は消費量と同量の石油を生産している。
石油販売業者の利益のために、2004年に西カナダの生産者は、ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）と呼ばれる新しいベンチマーク原油を作成しました。これは、輸送特性や精製特性がカリフォルニア、メキシコ・マヤ、ベネズエラの重質原油に類似した、ビチューメン由来の重質原油ブレンドです。この重質原油のAPI比重は19～21で、大量のビチューメンと合成原油を含んでいるにもかかわらず、パイプラインをスムーズに流れ、各国政府によって「従来型重質油」に分類されています。このブレンドは、オイルサンドから産出される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よりも未精製ビチューメンに対するものが増えている。カナダ国家エネルギー委員会（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るが、ビチューメン生産量全体の増加には追いつかないとしている。オイルサンド生産量のうちSCOに精製される割合は、2010年の49%から2035年には37%に減少すると予測している。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市場に出荷するために希釈剤と混合する必要があることを意味する。
アジアにおける石油需要は、北米やヨーロッパよりもはるかに速いペースで増加しています。2013年には、中国が米国を抜いて世界最大の原油輸入国となり、その需要は生産量よりもはるかに速いペースで増加し続けています。カナダからアジアへの輸出の主な障害はパイプラインの容量です。カナダの太平洋岸にオイルサンド生産物を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までのトランス・マウンテン・パイプラインで、現在はBC州とワシントン州の製油所に供給するために、1日あたり30万バレル（4万8000立方メートル）の容量で稼働しています。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・マウンテン拡張が完成すれば、太平洋岸のタンカーにさらに1日あたり50万バレル（7万9000立方メートル）から110万バレル（17万立方メートル）の供給が可能になり、そこから世界中のどこへでも輸送できるようになります。中国とインドには、製油所の改修でカナダ産の追加量を精製するのに十分な重油精製能力がある。[ 110 ]近年、中国石油化工集団公司（Sinopec）、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、新たに取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 ]
世界最大の瀝青鉱床はカナダにあるが、ベネズエラの超重質原油鉱床はさらに大きい。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ある。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、石油からの発電量はごくわずかである。
カナダ国家エネルギー委員会（NEB）は2013年に、原油価格が100ドルを超えれば、カナダは増大するエネルギー需要を満たすのに十分すぎるほどのエネルギーを確保できると報告した。オイルサンドからの余剰原油生産は輸出できる。主要な輸入国はおそらく引き続き米国となるだろうが、2014年の展開以前は、中国やインドなどのアジア諸国からの原油、特に重油に対する需要が増加していた。[ 112 ]
カナダはビチューメンと原油の豊富な資源を有しており、推定残存最終資源ポテンシャルは540億立方メートル（3400億バレル）である。このうち、オイルサンドビチューメンが90パーセントを占める。現在、カナダのビチューメン資源はすべてアルバータ州に集中している。「資源」は、経済的に回収できることが証明されて初めて「埋蔵量」となる。2013年の価格で現行技術を使用した場合、カナダの残存石油埋蔵量は270億立方メートル（1700億バレル）であり、その98パーセントがオイルサンドビチューメンによるものであった。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位となった。2015年のはるかに低い価格では、埋蔵量ははるかに小さくなる。
オイルサンドから販売可能な石油を生産および輸送するコストは、通常、従来のグローバルな供給源からの場合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、原油価格の影響を受けやすくなります。2014年後半まで続いたオクラホマ州クッシングのベンチマークであるウエストテキサスインターミディエイト（WTI）原油の1バレルあたり100米ドルを超える価格は、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、カナダの企業と提携しました。投資は、オイルサンド事業者がビチューメンと重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より良い機会があると見込んでいるため、採掘およびアップグレードプロジェクトから、現場蒸気支援重力排水（SAGD）プロジェクトにシフトしていました。カナダのコスト見積もりには、鉱山が「元の状態と同等またはそれ以上」で環境に戻された場合の採掘の影響が含まれています。消費によって生じる最終製品の浄化は、消費地の管轄区域の責任であり、それらの管轄区域は、生産地とは異なる州や国に所在することが多い。
アルバータ州政府は、2012年にオイルサンドの新規採掘事業の供給コストが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た。[ 99 ]これらのコストには、資本コストと運営コスト、ロイヤルティと税金、および投資家への妥当な利益が含まれていた。2011年からWTI価格が1バレルあたり100ドルまで上昇したため、[ 115 ]オイルサンドからの生産は、製品を市場に供給できると仮定すれば、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複合施設であり、これらの施設は一般的に、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せずに処理することができる。
カナダエネルギー研究所（CERI）は分析を行い、2012年の平均プラントゲートコスト（10%の利益マージンを含むが、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/バレルと推定した。[ 116 ]したがって、統合アップグレーダーを備えた新規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、世界の原油価格が好調に推移すれば、2011年以降一貫して利益を上げると予想された。より大規模で高度な製油所は合成原油よりも原油ビチューメンと重油を購入することを好んだため、新規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よりも安価ではあるものの、回収できるのは埋蔵量の約10%に過ぎず、SAGDの60%以上、採掘の99%以上と比べてはるかに少ない。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あり、より多くの資金を調達できたため、余剰資金をSAGDや採掘に投じてより多くの石油を回収することを好んだ。
その後、2014年後半には、シェール層からの米国産原油の生産量が劇的に増加し、需要を減少させた世界的な経済不況と相まって、WTI原油価格は50ドルを下回り、2015年後半までその水準にとどまりました。[ 117 ] 2015年、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（10%の利益マージンを含む）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/バレルと再推定しました。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のWTI相当供給コストは、SAGDプロジェクトでは80.06ドル/バレル、単独鉱山では89.71ドル/バレルになります。[ 113 ] このような経済環境では、オイルサンドからの生産のさらなる開発計画は減速または延期され、[ 118 ] [ 119 ]あるいは建設中に放棄されることさえありました。[ 120 ] 鉱山操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中、カナダの重質原油の価格は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1バレルあたり約42ドルに低下した（ブレンドと輸送を除く） 。 [ 123 ]
カナダ石油生産者協会（CAPP）、アルバータ州エネルギー規制当局（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、総ビチューメン生産量に関して、国家エネルギー委員会（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すべての炭化水素の燃焼に課される可能性のある国際的な制約を考慮に入れておらず、「炭素バブル」という用語で示される状況を生み出している。[ 124 ]このような制約を無視し、また原油価格が2014年末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のリスト（その多くは初期計画段階にある）から判断すると、2035年までにカナダのビチューメン生産量は、そのほとんどが実行されれば、最大で130万立方メートル/日（830万バレル/日）に達する可能性がある。同じ前提に基づくと、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からのビチューメン生産量が日量80万立方メートル（500万バレル）に達し、 2012年の生産量の2.6倍になるというものです。成長の大部分は原位置採掘によるものと考えられます。これは、原位置採掘プロジェクトは通常、採掘プロジェクトよりも経済的に優れているためです。また、カナダのオイルサンド埋蔵量の80%は原位置採掘に適しており、採掘方法に適しているのは20%に過ぎません。
もう一つの前提は、カナダの石油生産量の増加分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ものです。これが制約要因となる場合、カナダの原油価格に影響が出て、将来の生産量増加が抑制される可能性があります。もう一つの前提は、米国市場がカナダからの輸出増加分を引き続き吸収するというものです。カナダの主要な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により、米国は輸入原油への依存度を大幅に減らしています。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確実です。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は、政治的な障害が増えています。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却下しました。[ 125 ] 新たなパイプライン容量がないため、企業は鉄道、河川バージ、タンカー、その他の輸送手段でビチューメンを米国市場に輸送することが増えています。海洋タンカーを除けば、これらの代替手段はすべてパイプラインよりも高価です。[ 114 ]
カナダのオイルサンドでは、新規プロジェクトの急速な開発期間中に熟練労働者の不足が生じた。さらなる開発に対する他の制約がない場合、石油・ガス業界は、業界活動レベルと年齢による離職の結果として、今後数年間で数万件の求人を埋める必要があるだろう。長期的には、石油・ガス価格の上昇シナリオの下では、労働力不足は悪化し続けるだろう。潜在的な労働力不足は、建設コストを増加させ、オイルサンド開発のペースを遅らせる可能性がある。[ 112 ]
ベネズエラでは、熟練労働者の不足がはるかに深刻だった。2002年から2003年にかけてのベネズエラ全土のゼネストの後、国営石油会社PDVSAが重油専門家の大半を解雇し、オイルサンドの主要製品であったオリマルジョンの生産を縮小したためだ。その後、政府はベネズエラの石油産業を再国有化し、課税を強化した。その結果、外国企業はベネズエラから撤退し、重油技術のエリート専門家の大半も去った。近年、ベネズエラの重油生産量は減少傾向にあり、生産目標を達成できていない状況が続いている。
2015年末時点で、WTI原油価格が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害され、既存の操業からの生産を支えるのにやっとの水準にとどまった。[ 118 ]需要の回復は、欧州共同体と中国の両方を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、米国のシェールオイル生産の効率は向上し続け、ロシアの輸出は唯一の外貨獲得源として、生産コストを下回る価格でも義務付けられていた。[ 126 ] また、環境被害を許容できるレベルに抑えるために合意されている名目上の2℃に地球の気温上昇を抑える努力として、炭化水素の燃焼を制限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削減するための急速な技術進歩が行われている。[ 128 ] したがって、生産者に支払われる原油価格が大幅に回復するのはいつなのか、あるいは回復するのかどうかについて、合意はない。[ 126 ] [ 128 ] [ 129 ]
さまざま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は、2015 年初頭に、2 °C の目標を達成するためには、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 2010 年から 2050 年まで地下に残しておく必要があると結論付けました 。したがって、埋蔵量の継続的な探査や開発は、必要外となります。2 °C の目標を達成するには、需要を抑制するための強力な措置が必要であり、例えば、市場規模が小さくなり生産者にとって価格が低くなるような、大幅な炭素税などが考えられます。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経済的にかなり劣るため、検討されたすべてのシナリオで 2020 年以降すぐに無視できるレベルまで低下します。[ 130 ] [ 131 ] [ 132 ]
米国エネルギー長官へ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「慎重な開発：北米の豊富な天然ガスと石油資源の可能性の実現」の中で、オイルサンドに関する健康と安全上の懸念を認め、これには「水源の問題を引き起こすのに必要な水の量、露天掘りのための表土除去が野生生物の生息地を分断し、土壌侵食や近隣の水系への表面流出イベントのリスクを高める可能性、生産からの温室効果ガスやその他の大気排出」が含まれると述べている。[ 133 ]
オイルサンドの採掘は、最初に瀝青を採掘する際に土地に影響を与え、油と砂の分離時に大量の水を必要とするため水資源に影響を与え、二酸化炭素やその他の排出物の放出により大気に影響を与える可能性があります。[ 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 自然に存在し、採掘プロセスによって濃縮される可能性があります。[ 135 ]オイルサンドの採掘によって引き起こされる環境への影響は、グリーンピース、クライメート・リアリティ・プロジェクト、ペンビナ研究所、350.org、MoveOn.org、リーグ・オブ・コンサベーション・ボーターズ、パタゴニア、シエラクラブ、エナジー・アクション・コアリション などの環境団体によって頻繁に批判されています。[ 136 ] [ 137 ]特に、カナダのアルバータ州のオイルサンド生産周辺で水銀汚染が発見されている。[ 138 ]欧州連合は、オイルサンド原油を「高汚染」と分類する投票を行う可能性があることを示唆している。オイルサンドの欧州への輸出はごくわずかだが、この問題はEUとカナダの間で摩擦を引き起こしている。[ 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、欧州連合は、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割り当てる際に、不正確で不完全なデータを使用した。また、イラン、サウジアラビア、ナイジェリア、ロシアは、石油抽出プロセスでフレアリングやベントによって放出される天然ガスの量に関するデータを提供していない。ジェイコブスの報告書は、オイルサンド原油からの余分な炭素排出量は通常の原油よりも12%高いが、EUは従来のベンチマークよりも22%高いGHG評価を割り当てたと指摘している。[ 140 ] [ 141 ]
2014年に米国科学アカデミー紀要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十分ではなかった。報告書の著者らは、「アサバスカ・オイルサンド地域（AOSR）における急速な工業開発を取り巻く大きな懸念事項は、人間と環境に潜在的に毒性のある有機物質の排出である」と指摘した。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）の蒸発排出の制御されていない放出を輸送する間接的な経路であり、これらの排出はこれまで報告されていなかったことが判明した。[ 142 ] [ 143 ]
アルバータ州政府は、ウッドバッファロー環境協会（WBEA）という「パートナー」が運営する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）を算出している。17か所の連続監視ステーションそれぞれで、一酸化炭素（CO）、硫化水素（H₂）など3～10種類の大気質パラメータを測定している。2S）、全還元硫黄（TRS）、アンモニア（NH）3 )一酸化窒素(NO)、二酸化窒素(NO2 )窒素酸化物(NOx)、オゾン(O3）、粒子状物質（PM2.5）、二酸化硫黄（SO2）2 ) 総炭化水素(THC)、およびメタン/非メタン炭化水素 (CH)4 /NMHC)。[144 ]これらのAQHIは、95%以上の時間で「低リスク」の大気質を示すと言われています。 [145 ] 2012年以前の大気モニタリングでは、硫化水素（ H） の超過が著しく増加していることが示されました。2 S) フォートマクマレー地域とオイルサンド精製施設付近の両方で発生しました。 [ 146 ] 2007年、アルバータ州政府は、 Hの地表濃度が何度も上昇したことを受け、サンコア社に環境保護命令を発令しました。2 S) が基準値を超えました。 [ 147 ]クリーンエア戦略アライアンスのアルバータ州大気環境データ管理システム (AAADMS) [ 148 ] (別名 CASA データウェアハウス) の記録によると、2015 年 11 月 1 日までの 1 年間で、Hのppb2013年には2S、2014年には11、2012年には73と減少した。 [ 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うアルバータ州北部における悪臭と大気質に関する懸念の最近の急増」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た。フォートマッケイでは、WBEAに代表される利害関係者が積極的に大気質問題に取り組んでいるのに対し、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当局の対応に頼らざるを得ない。フォートマッケイのコミュニティにおける悪臭の発生源を特定するため、州の大気質健康指数を拡張し、問題の原因となりうる物質としてSO₂を含むフォートマッケイ大気質指数が策定された。2、TRS、THC。これらの利点にもかかわらず、ピースリバーコミュニティの悪臭問題の解決にはより大きな進展が見られましたが、それは一部の家族がすでに家を放棄した後でした。フォートマッケイの悪臭問題は未解決のままであると報告されています。 [ 150 ]
オイルサンド採掘作業の大部分は、現場から樹木や低木を伐採し、オイルサンド鉱床の上にある表土、泥炭、砂、粘土、砂利などの表土層を取り除く作業です。 [ 151 ] 1バレルの石油（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す。[ 152 ] ライセンスの条件として、プロジェクトは復旧計画を実施する必要があります。[ 153 ] 鉱業業界は、北方林が最終的に復旧地を覆い尽くすと主張していますが、彼らの作業は大規模で、長期的な時間軸で行われます。2013年現在、オイルサンド地域では約715平方キロメートル（276平方マイル）の土地が攪乱されており、そのうち72平方キロメートル（28平方マイル）が復旧中です。[ 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)に位置するゲートウェイ 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た。 [ 155 ] 今後 10 年以内に、オイル サンド プロジェクトに関する複数の再生証明書申請が見込まれる。[ 156 ]
原位置外採掘作業では、合成原油1体積単位を生産するのに2～4.5体積単位の水が使用されます。グリーンピースによると、カナダのオイルサンド操業では年間349 × 10 ^ 6 m3 (12.3 × 10 ^ 9 cu ft/a)の水が使用され、これはカルガリー市が使用する水の量の2倍です。[ 157 ]しかし、SAGD操業では、水の90～95%がリサイクルされ、生産されるビチューメン1体積単位あたり約0.2体積単位の水しか使用されません。[ 158 ]
アサバスカ・オイルサンド事業には、カナダで9番目に長い川であるアサバスカ川から水が供給されています。[ 159 ] フォートマクマレーのすぐ下流の平均流量は633 m³ /s (22,400 cu ft/s)で、日平均最大流量は1,200 m³ /s (42,000 cu ft/s)です。[ 160 ] [ 161 ]オイルサンド産業の水利権割り当ては、 アサバスカ川流量の約1.8%に相当します。2006年の実際の使用量は約0.4%でした。[ 162 ] さらに、下流アサバスカ川の水管理フレームワークによると、河川流量が少ない期間には、アサバスカ川からの水の消費は年間平均流量の1.3%に制限されます。[ 163 ]
2010年12月、ジム・プレンティス元環境大臣の委託を受けたオイルサンド諮問委員会は、地域水質モニタリングプログラム、アルバータ水質研究所、累積環境管理協会などの活動を含む、この地域の水質モニタリングに導入されているシステムは断片的であり、より包括的で協調的なものにする必要があると結論付けた。[ 164 ] [ 165 ]
ビチューメンや合成原油の生産は、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からの生産は、「燃料の「井戸から車輪まで」（WTW）ライフサイクル分析において、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 ]同年、作家で調査ジャーナリストのデビッド・ストラハンは、IEAのデータによると、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が委託したスタンフォード大学の研究では、オイルサンド原油は他の燃料よりも最大22%炭素集約的であることが判明した。 [ 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平均的な原油よりも31%多くの温室効果ガスを排出する。[ 170 ] 2023年の連邦政府の調査では、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 ]
グリーンピースによると、カナダの温室効果ガス排出量増加の最大の要因はオイルサンド産業であり、同産業は4000 万トンのCO2を排出しているという。年間2回の排出量。 [ 172 ]
カナダ石油生産者協会とカナダ環境省によると、オイルサンドの生産のために行われる産業活動は、カナダの温室効果ガス排出量の約5％、または世界の温室効果ガス排出量の0.1％を占めている。2015年までにオイルサンドがカナダの温室効果ガス排出量の8％を占めるようになると予測されている。[ 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産業活動排出量は26％減少したが、生産レベルが上昇したため、生産活動からの総排出量は増加すると予想された。[ 174 ] [ 175 ] 2006 年時点で、オイルサンドから 1 バレルの石油を生産すると、約75 キログラム (165ポンド)の温室効果ガスが放出され、総排出量は2015 年までに年間67メガトン(66,000,000ロングトン、74,000,000ショートトン)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、一般的に引用されている多くの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 Swart と Weaver による調査では、経済的に採算の取れる170 Gbbl (27 × 10 ^ 9 m 3 )のオイルサンドの埋蔵量だけが燃焼された場合、世界の平均気温は 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埋蔵量すべてを燃焼させた場合、予測される世界の平均気温上昇は0.24～0.50 ℃である。[ 178 ] Bergersonらは、WTW排出量は原油よりも高くなる可能性があるが、排出量の少ないオイルサンドの場合、排出量の多い従来の原油の場合よりも優れた結果を示す可能性があることを発見した。[ 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量を相殺するために、枯渇した石油・ガス貯留層内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、石油増進回収法から受け継がれたものである。[ 180 ] 2008年7月、アルバータ州政府は、 アルバータ州の発電所やオイルサンドの採掘・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であるファティ・ビロル氏は、カナダのオイルサンドからの温室効果ガス排出量の増加は「極めて少ない」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）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時間分に過ぎず、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心配していないと語った。「カナダや米国、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なされているが、率直に言って、オイルサンドから発生する二酸化炭素排出量の増加は極めて少ない」。ビロル博士は、気候変動に関する行動方針について意見の相違が非常に大きいことを認めつつも、「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に関する決定の準備として報告書を発表した。報告書には次のように記されている。「カナダの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は米国で精製される平均的な原油1バレルよりも推定17%多くの温室効果ガスを排出する」[ 186 ] 。
カナダ天然資源省（NRCan）によると、2005年から2017年にかけてカナダの温室効果ガス排出量が23％増加したが、これは主に「オイルサンド生産の増加、特に原位置抽出によるもの」である。[ 8 ]
オイルサンド開発が水生生物に及ぼす影響については、相反する研究結果が出ている。2007年、カナダ環境省は、オイルサンドに曝露された魚の胚に高い奇形率が見られることを示す研究を完了した。 アルバータ大学の湖沼学者であるデイビッド・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もたらす芳香族多環式化合物（その中には既知の発がん性物質も含まれる）に関する研究を共同執筆した。 [ 187 ] 科学者、地元の医師、住民は、アサバスカ湖（オイルサンドの下流にある）で捕獲された魚に奇形や腫瘍が見られるようになったことを受け、アサバスカ湖の独立した調査を開始するよう求める書簡を2010年9月に首相に送った。[ 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・ガス会社で構成されている。RAMPの研究によると、変形率は過去のデータやオイルサンドの上流の河川の変形率と比較して正常である。[ 189 ] [ 190 ] [ 191 ]
2007年には、野生生物がオイルサンドによって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レベルの453倍ものヒ素が検出されたことが判明しましたが、その後の研究では、許容レベルの17～33倍にまで低下しました（ただし、国際的な摂取基準値以下です）。[ 192 ]
オイルサンドが公衆衛生に及ぼす悪影響、特にフォート・チペワイアンの住民の間で癌の発生率が通常より高いことについて懸念が表明されている。[ 193 ]しかし、最初に癌の発生率が高いことを報告し、それをオイルサンド開発と関連付けた医師のジョン・オコナーは、その後アルバータ州医師外科医会によって調査された。同会は後に、オコナーの発言は「虚偽、不正確、未確認の情報」から成り立っていると報告した。[ 194 ]
2010年、カナダ王立協会は、「オイルサンドからの環境汚染物質への曝露が、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でフォート・チペワイアンに到達したという信頼できる証拠は現在存在しない」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、癌の発生率の上昇とオイルサンドからの排出物との間に何らかの関連性があるかどうかを調査するための州全体の健康調査を開始した。[ 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い証拠はない」と述べている。むしろタルボット博士は、州平均と比較してわずかに高いフォート・チペワイアンの癌発生率は、喫煙、肥満、糖尿病、アルコール中毒の高い発生率やワクチン接種率の低さなどの要因の組み合わせによる可能性が高いと示唆した。[ 194 ]
オイルサンドは、砂、水、粘土、ビチューメンの混合物です。ビチューメンは、希釈または加熱しないと流動またはポンプで送ることができないほど重くまたは粘り気のある石油です。*** ビチューメンは非常に粘性が高く、室温では冷たい糖蜜のように振る舞います。
状況は非常に深刻です。私は長い間ベネズエラを取材してきましたが、率直に言って、今ここで目にする状況には衝撃を受けています。
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