オイルサンド

^{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、ビチューメン（濃厚で極めて粘性の高い石油）に浸した、砂、粘土、水の天然混合物を含む、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、かなりの量のビチューメン鉱床があること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]ビチューメンの証明済み埋蔵量は約1000億バレルで、^[4]天然ビチューメン埋蔵量は世界中で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、どろっとした粘着性の原油で、加熱するか、軽質原油や天然ガスコンデンセートなどのより軽い炭化水素で希釈しない限り、粘度が高く流れません。室温では、冷たい糖蜜に似ています。^[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りますが、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のカテゴリに分類されます。 ^{[6]天然ビチューメンと超重質油は、元の従来の油から}バクテリアによって分解された程度が異なります。

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、オイルサンドの採算のとれる抽出と処理が可能になった。他のいわゆる非従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論争に関係しているが、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。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、従来型の石油よりも31％高い。^[7]カナダ天然資源省（NRCan）によると、カナダでは、オイルサンドの生産全般、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増加の最大の要因となっている。^[8]

ビチューメンの鉱床や湧出液の使用は旧石器時代にまで遡ります。^[9]ビチューメンの使用は、約4万年前のネアンデルタール人によるものであることが知られています。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ビチューメンが発見されています。ホモサピエンスの到来後、人類は建物の建設や葦船の防水などにビチューメンを使用しました。古代エジプトでは、ミイラの作製にビチューメンが重要でした。^[10]

古代、ビチューメン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。チグリス川とユーフラテス川沿いの地域には、何百もの純粋なビチューメンの浸出液が散らばっていた。メソポタミア人は、船や建物の防水にビチューメンを使用していた。ヨーロッパでは、フランスの都市ペッヘルブロンの近くでビチューメンが広く採掘され、1742年には蒸気分離プロセス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出液から採取したビチューメンを、樺の樹皮で作った カヌーの防水に使用していた。カナダのオイルサンドが初めてヨーロッパ人に知られるようになったのは、1719年にワ・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・ケルシーに持ち込み、ケルシーが日記にそれについて記したときだった。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アサバスカまで漕ぎ下り、堆積物を見て「地面に沿って流れるビチューメンの泉」について書いた。 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油砂を発見し、「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、20フィートの棒を少しの抵抗もなく差し込めるほどの瀝青質の泉がある」とコメントした。^[13]

ノルウェーに拠点を置く「独立系エネルギー調査・コンサルタント会社」であるリスタッド・エナジーが2019年5月に発表した「供給コスト曲線の最新版」の比較では、「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、オイルサンド産原油の平均損益分岐価格は2019年で83米ドルで、世界の他のすべての「主要原油生産地域」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]

アサバスカ油砂のウェスタン カナディアン セレクト(WCS)など、潮間帯にアクセスできない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)などの軽質で酸性の原油と差額で設定されます。価格は、原油の等級 (比重やAPI、硫黄含有量などの要素によって決定) と、原油の所在地 (潮間帯や製油所への近さなど) に基づいて決まります。

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、世界の石油価格が最高値に上昇したため、オイルサンドの生産は拡大し繁栄しました。^{[16]好況期の後には不況が続き、} 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]

タールサンドという名前は、19世紀後半から20世紀初頭にかけて、瀝青砂につけられた。^{[18]この時代に瀝青砂を見た人々は、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で生産される大量のタール残留物に精通していた。^{[19]これらの天然の瀝青堆積物を表す「}タール」という言葉は、実際には誤った呼び方である。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似ており、ビチューメンから合成油が製造されるため、またタールサンドという用語は政治的に国民に受け入れられにくいという感覚のため、生産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）^という用語の方が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。^[21]

世界最大のオイルサンドの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、一般的にかなり似ています。これらは、20°API を超える重質油、超重質油、および/またはビチューメンの広大な鉱床であり、主に同様の特性を持つ未固結 砂岩に見られます。ここでの「未固結」とは、砂の多孔性が高く、凝集性がほとんどなく、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、固結して硬い砂岩になることができません。^[6]

両国の資源量は、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] [24]}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、従来の方法よりもはるかに多くの割合でOOIP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m ³）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m ³）と見積もっている。^{[6]これにより、カナダとベネズエラは、}世界第3位の石油埋蔵量を誇るサウジアラビアと同等の地位に立つことになる。

世界にはオイルサンドの鉱床が数多くあるが、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ある。この石油の30％を採掘できれば、 2002年の消費量で北米の需要を100年以上満たすことができる。これらの鉱床は豊富な石油だが、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である。^[25]

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る際に北米プレートを覆ってカナダのロッキー山脈が形成された結果であり、現在のブリティッシュコロンビアの大部分を構成するかつては大きな島々を運んできた。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。この山脈形成プロセスにより、アルバータの大部分の下にある堆積岩層が深いところまで埋もれ、地下温度が上昇して巨大な圧力鍋効果が生じ、深く埋もれ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] [26]}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油に変換されるほど深く埋もれたことはなかった。

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き、アルバータ州南西部の岩層はロッキー山脈付近で深さ 8 km (5 マイル) まで沈下したが、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つぶされた。この傾斜は地表では明らかではない。結果として生じた溝は山からの浸食物質で埋められているためである。軽質油は、アルバータ州の地下の層に存在する白亜紀以前の複雑な不整合に沿って、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力学的輸送によって上方に移動した。南西から北東への石油移動の総距離は約 500 ～ 700 km (300 ～ 400 マイル) であった。北東部の堆積層の浅い深さでは、石油が表面に近づくにつれて大量の微生物による生物分解が起こり、石油は粘度が高く動かないものになった。残りの石油のほとんどは、アルバータ州のはるか北、厚い頁岩に覆われた中期白亜紀（1億1500万年前）の砂・シルト・頁岩の堆積層で発見されているが、ビチューメンよりも軽い重質油が、アルバータ州とサスカチュワン州の境界に沿ってサスカチュワン州まで伸び、モンタナ州との境界に近づく重油地帯で大量に発見されている。アルバータ州に隣接しているにもかかわらず、サスカチュワン州には大量のビチューメンの堆積層はなく、10°APIを超える重質油の大きな貯留層があるだけであることに注意する必要がある。^{[6] [26]}

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つの主要鉱床にあります。アルバータ州北東部のアサバスカ・ワビスコー・オイルサンド、アルバータ州東北東部のコールド・レイク鉱床、アルバータ州北西部のピース・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、約1.75 Tbbl（280 × 10 ⁹  m ³）の粗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％、つまり173 Gbbl（27.5 × 10 ⁹  m ³）を回収できると推定しており、これはカナダの石油埋蔵量の97％、北米の総石油埋蔵量の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50km（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400m（1,300フィート）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％は原位置井戸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350〜900m（1,000〜3,000フィート）にあり、原位置生産が必要になります。^{[6] [26]}

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あります。コールドレイクの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は小さいですが、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あるため重要です。コールドレイクのビチューメンには、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、油はより流動性があります。^[37]その結果、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）が一般的に使用されています。

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てほぼ円形をしています。そこには、おそらく600億立方メートル（3,700億バレル）以上の超重質原油が含まれています。この原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。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。^[25]地表採掘するには深すぎます。

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。コールドレイク基地のCF-18 ホーネットジェット戦闘機は、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、巡航ミサイルのテストを含む世界最大の実弾投下爆撃場の 1 つです。オイルサンドの生産が拡大し続けるにつれて、さまざまなセクターが空域、土地、および資源へのアクセスを競い合い、油井の掘削と生産が大幅に複雑化しています。

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。石油がシエラ 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て上昇したオリノコ オイルサンドまでの移動距離は、わずか 200 ～ 300 km (100 ～ 200 マイル) 程度である。石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石油を生成し、それが南に向かって上昇し、地表近くの生物分解によって粘度が上昇して徐々に固定された。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、第三紀初期(5,000 ～ 6,000 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の深さは 350～1,000 メートル (1,000～3,000 フィート) で、地表に露出しているものはありません。この鉱床は東西に約 500 km (300 マイル)、南北に 50～60 km (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です。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範囲で発見され、より幅広い特性を持ち、より幅広い貯留層タイプがありますが、地質構造とメカニズムは似ています。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、従来の掘削技術でいくらか採掘できるものの、カナダのように地表に近づくものはなく、露天掘りでは採掘できないことです。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を使用して生産される必要があります。

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の帯状の地域であり、世界最大の石油鉱床の 1 つが広がっています。オリノコベルトは川の線に沿っています。東西に約 600 キロメートル (370 マイル)、南北に 70 キロメートル (43 マイル) あり、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 Gbbl（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、技術的に回収可能な（現在利用可能な技術と産業慣行を使用して生産可能な）石油埋蔵量の推定値を513 Gbbl（81.6 × 10 ⁹  m ³）に引き上げました。石油のうちどれだけが経済的に回収可能かの推定は行われませんでした。^[42]^

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、遠すぎるため、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]}以外にも、数多くの国に小規模なオイルサンド鉱床がある。米国では、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つの主要鉱床に合計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ことに加え、炭化水素に湿潤しているのに対し、カナダのオイルサンドは水に湿潤している。^[45]このため、ユタ州のオイルサンドにはアルバータ州のオイルサンドとは多少異なる抽出技術が必要となる。 ^

ロシアは2つの主な地域でオイルサンドを保有している。東シベリアのツングースカ盆地に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。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（タタールスタンとその周辺）にあり、タタールスタンは従来の石油に関しては重要かつ非常に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を保有している。^{[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ある。

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採掘されている。^[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。 ^^

ビチューメン砂は非在来型石油の主な供給源であるが、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％はオイルサンドからであった。^[49]この割合は、2008年の経済不況により新規プロジェクトの作業は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る（2008年時点）。^[2]他の国では、オイルサンドから石油が大量に生産されているわけではない。^[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が買収）のアルビアンサンズコンソーシアムであり、2003年に操業を開始した。ペトロカナダはまた、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を開発していたが、2009年にペトロカナダがサンコアに合併されてから勢いを失った。^[50]

2013年までにアサバスカ油砂鉱床では9つの油砂採掘プロジェクトがあった：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）。^[51] 2011年だけで5200万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、環境保護団体は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]}

2022年初頭からアルバータ州のオイルサンド採掘量は急増し、2014年のレベル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。^[58] 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。^[59]

ベネズエラの超重質油田は、2000 年以前には目立った開発は行われなかったが、BITOR 事業では、9°API 油を 1 日あたり 10 万バレル弱 (16,000 m ³ /d) 生産した。この油は主に、火力発電所で燃焼す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とき、ほとんどのエンジニアが懲罰として解雇された。^[要出典]オリマルジョンは PDVSA エンジニアの誇りであったため、主要な政治指導者の支持を失った。その結果、政府はオリマルジョン プログラムを「縮小」しようとしている。^[要出典]

オリノコ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は近年、同国の政治・経済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追い出し、カナダの対米石油総輸出量はベネズエラの数倍に上るようになった。

2016年までにベネズエラの経済は急降下し、国内では広範囲にわたる食糧不足、計画停電、暴動、反政府抗議活動が発生し、近い将来にどれだけの量の新たなオイルサンドの生産が行われるかは不明であった。^[60]

2008年5月、イタリアの石油会社エニはコンゴ共和国の小規模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4万バレル/日（6,400 ^m3 /日）の生産が見込まれている。 ^[61]

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いて、オイルサンドは露天掘りで生産するか、洗練された原位置技術を使用して油を油井に流し込む必要があります。これらの方法では通常、従来の石油抽出よりも多くの水を使用し、大量のエネルギーを必要とします。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ますが、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のすべては地表の深度が深すぎるため、露天掘りでは採掘できません。^[62]

従来の原油は通常、石油貯留層に油井を掘削して地中から抽出され、自然の貯留層圧力で石油が流入するが、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になることが多い。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、一次生産が使用される場合、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、より生物分解されているため、ビチューメンの回収率は通常約5～6％に過ぎない。歴史的に、一次回収はカナダのオイルサンドのより流動性の高い地域で使用されていた。しかし、その場で回収された石油のごく一部しか回収されなかったため、今日ではあまり使用されていない。^[63]

アサバスカオイルサンドは、露天掘りができるほど浅い唯一の主要なオイルサンド鉱床である。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あるため、露天掘りが最も効率的な抽出方法となっている。表土は、粘土と痩せた砂の上にある、水を含んだ泥炭地である。オイルサンド自体は通常、平坦な石灰岩の上にある、未固結の砂岩に埋め込まれた厚さ40～60メートル（130～200フィート）の粗ビチューメンの鉱床である。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1967年に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抽出されており、それ以来、その量は着実に増加している。

現在、多数のオイルサンド鉱山が操業中であり、さらに多くの鉱山が承認または開発段階にある。シンクルード・カナダ鉱山は1978年に2番目にオープンした鉱山であり、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（CNRL）は2009年にホライゾン・オイルサンド・プロジェクトをオープンした。より新しい鉱山には、シェル・カナダのジャックパイン鉱山、^[64] インペリアル・オイルのケアール・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る。

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^[65]、残留ビチューメン、細粒シルト（成熟した細粒尾鉱（MFT））、水などの溶解性化合物を含む人工ダムと堤防システムです。 ^[66]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。^[66]アルバータ州政府は、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2013年に報告しました。^[66]シンクルード尾鉱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年に世界最大の土構造物であった盛土ダムです。 ^[67]

数年前、カナダの石油会社は、重油井から砂ろ過装置を取り外し、石油とともにできるだけ多くの砂を生産すると、生産率が著しく向上することを発見しました。この技術は、砂による冷間重油生産 (CHOPS) として知られるようになりました。さらに研究を進めると、砂を汲み出すと砂層に「ワームホール」が開き、より多くの石油が油井に到達できることがわかりました。この方法の利点は、生産率と回収率が向上すること (砂ろ過装置を設置した場合の 5～6% に対して約 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。このための斬新な方法は、砂を田舎の道路に撒くことでした。これは、油を含んだ砂がほこりを減らし、石油会社が道路のメンテナンスをしてくれるため、地方自治体に好まれました。しかし、政府は道路に撒かれた油の量と成分の多さに懸念を抱くようになりました。^{[68]そのため、近年では地下の}塩洞窟に油を含んだ砂を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た。サイクリック蒸気刺激法（CSS）の「ハフアンドパフ」法は、初期の生産速度が速いため、現在では世界中で重質油生産に広く使用されているが、回収率はSAGD（原油回収率の60～70％）に比べて比較的低い（原油回収率の10～40％）。^[69]

CSS は、1985 年からコールド レイクのインペリアル オイルで使用されており、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、ピース リバーのシェル カナダでも使用されています。この方法では、井戸は蒸気注入、浸漬、および石油生産のサイクルにかけられます。まず、数週間から数か月間、300 ～ 340 度の温度で蒸気が井戸に注入されます。次に、熱が地層に浸透するように、井戸は数日から数週間放置されます。その後、数週間から数か月間、熱い石油が井戸から汲み出されます。生産率が落ちたら、井戸は注入、浸漬、および生産の別のサイクルにかけられます。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を上回るまで繰り返されます。^[70]

蒸気を利用した重力排水は、 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1990年代半ばまでに傾斜掘削技術の改良と時を同じくして、迅速かつ安価に実施できるようになりました。SAGD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、中央のパッドから離れた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。各井ペアでは、上部の井に蒸気が注入され、熱でビチューメンが溶けて下部の井に流れ込み、そこで地表に汲み上げられます。^[70]

SAGD は、CSS よりも安価で、非常に高い石油生産率が可能で、その場で最大 60% の石油を回収できるため、生産技術における大きな進歩であることが証明されています。経済的に実現可能で、オイルサンドの広大な地域に適用できるため、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 位の石油埋蔵量を持つようになりました。現在、カナダの大手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^[71]およびクリスティーナレイク^[72]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に井戸を掘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も削減している。この特定の技術アプリケーションはテスト段階にある。

いくつかの方法では、蒸気の代わりに溶剤を使用して砂からビチューメンを分離します。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。^[73]溶剤は、蒸気を生成するのに必要なエネルギーが少なくて済む一方で、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 に似た現場技術です。蒸気の代わりに炭化水素溶剤を上部の井戸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の井戸に流します。蒸気注入よりも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アップグレードします。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生産に進む前に、地層を整えるために井戸をCSS注入・浸漬・生産サイクルにかけることが一般的になりつつあり、企業は回収率を向上させ、エネルギーコストを削減するためにVAPEXとSAGDを組み合わせる実験を行っています。^[74]

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ます。これにより、重い石油成分が燃焼し、重いビチューメンの一部が地層内で軽い石油にアップグレードされます。歴史的に、火攻めプロジェクトは、炎の前面を制御するのが難しく、生産井に火がつく傾向があるため、うまくいきませんでした。しかし、一部の石油会社は、THAI 方式の方が制御しやすく実用的であり、蒸気を生成す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。^[75]

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。^[76]

ペトロバンク・エネルギー・アンド・リソーシズは、アルバータ州のテスト井で、1井あたり最大400バレル/日（64立方メートル/日）の生産量と^、API度8度から12度への石油のアップグレードという 有望な結果を報告した。同社は、下部パイプに敷かれた触媒を通して石油を引き出すCAPRI（制御大気圧樹脂注入）^{[77]システムにより、さらに7度のアップグレードを実現したいと考えている。 [78] [79] [80]}

数年にわたる現地生産を経て、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油井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額した。同社は、空気注入井をさらに追加する「マルチTHAI」と呼ばれる新しい構成を実験する計画がある。^[81]

これは、ビチューメン採掘地帯の底部にある水平生産井の上に垂直空気注入井を複数設置する実験的な方法です。CSSに似た初期蒸気サイクルを使用して、ビチューメンを点火および流動化させます。そ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点火し、下部のビチューメンを流動化（加熱）して生産井に流します。COGDはSAGDに比べて80％の節水につながると予想されています。^[82]

1バレルのビチューメンを抽出し、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の燃焼によって生産されています。^{[85] 1}バレルの石油換算は約6.117ギガジュール（1,699 kWh） なので、 EROEIは5～6です。つまり、消費されるエネルギーの約5倍または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、または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。^[86]

天然ガスの代替品はオイルサンド地域で入手可能である。ビチューメン自体を燃料として使用することができ、合成原油1単位あたり約30～35%の原料ビチューメンを消費する。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ユニットで使用して、プロジェクトのすべてのエネルギーニーズ（蒸気、水素、電気）を供給します。^[87]したがって、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、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たが、米国のシェールガス生産が最近増加したため、北米の問題は大幅に解消された。水圧破砕法の利用が増え、米国が天然ガスをほぼ自給自足できるようになり、アルバータ州のガスに代わる天然ガスを東カナダに輸出するようになったため、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て、米国および東カナダへの天然ガスの出荷を減らし、アルバータ州国内での使用、特にオイルサンドの燃料用に転用している。東部および南部への天然ガスパイプラインは、これらの目的地へのガスの代わりに増加するオイルサンド生産を輸送するように改造されている。カナダには、米国のものに加えて、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る。新規生産の結果として天然ガスの価格が下がったため、オイルサンド生産の経済性は大幅に改善した。

オイルサンドから抽出される超重質原油また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、常温では容易に流れないため、パイプラインで市場に輸送することが困難です。石油パイプラインを通過させるには、より軽い合成原油（SCO）にアップグレードするか、希釈剤と混合してディルビットを形成するか、加熱して粘度を下げる必要があります。^[88]

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に石油を配送することが非常に容易になります。一方、原油埋蔵量プロジェクトで生産されたビチューメンは、通常、アップグレードされずに、生の状態で市場に配送されます。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は、他の場所で調達し、アップグレードの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が現場からパイプラインで輸送される場合、十分なアップグレード薬剤を運ぶために追加のパイプラインが必要になります。アップグレード薬剤の製造コスト、それを輸送するパイプライン、およびパイプラインの運用コストは、合成原油の製造コストに計算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、精製プロセス中にアップグレード剤の大部分が除去されます。これは他の燃料留分に使用される可能性がありますが、最終的には、ビチューメンをパイプラインで輸送できるようにするためだけに、液体燃料をアップグレード施設にパイプで送る必要があります。すべてのコストを考慮すると、ビチューメンとアップグレード剤を使用した合成原油の生産と輸送は経済的に持続不可能であることが判明する可能性があります。

50 年以上前に最初のオイルサンド工場が建設されたとき、その市場エリアのほとんどの石油精製所は、ビチューメンに通常含まれる 4～7% よりも硫黄含有量の少な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。最初のオイルサンド 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ました。これらは大型で高価な工場で、重質油精製所とよく似ています。現在、SCO を生産せず、ビチューメンを処理して粘度を下げるだけで、従来の重質油のよう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に関する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、^[89] 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。 ^{[90] [91] ： 9  [92] [93]}ウエスタン・カナディアン・セレクト（WCS）は、石油供給業者とメキシコ湾岸を結ぶ主要な石油供給ハブであるオクラホマ州クッシングで取引されており、メキシコ湾岸は北米で最も重要な原油取引ハブとなっている。その主成分はビチューメンであるが、スイート合成およびコンデンセート希釈剤の組み合わせも含まれており、従来型および非従来型の石油の既存のストリームが25あるため^[94]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。^{[95] ： 16}

アップグレードの最初のステップは、軽い部分を分離するための真空蒸留です。その後、アスファルトを原料から分離するために脱アスファルトが行われます。クラッキングは、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。クラッキングにより硫黄を多く含む製品が生成されるため、脱硫を行って硫黄含有量を0.5％未満にし、甘くて軽い合成原油を作成する必要があります。^[96]

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190万バレル/日（30万立方メートル/日）の粗ビチューメンを生産し、そのうち約104万4000バレル/日（16万6000立方メートル^/日）が軽質製品にアップグレードされ、残りは生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。^{[97] [98]}

• Suncor Energy は、このアップグレーダーで440,000 bbl/日 (70,000 m ³ /日) のビチューメンを軽質スイートおよび中程度のサワー合成原油 (SCO) にアップグレードできるほか、オイルサンド事業用のディーゼル燃料も生産できます。
• シンクルードは、 407,000 bbl/d（64,700 m ³ /d）のビチューメンをスイートライトSCOにアップグレードできます。
• Canadian Natural Resources Limited (CNRL) は、141,000 bbl/日 (22,400 m ³ /日) のビチューメンをスイートライト SCO にアップグレードできます。
• 2013年以来中国海洋石油総公司（CNOOC）の完全子会社となっているネクセンは、72,000バレル/日（11,400 m ³ /日）のビチューメンをスイートライトSCOにアップグレードすることができます。
• シェル カナダは、アルバータ州スコットフォードのエドモントン近郊で、石油精製所および化学工場と連携してスコットフォード アップグレーダーを運営しています。この複合施設は、255,000 bbl/日 (40,500 m ³ /日) のビチューメンをスイートおよび重質 SCO にアップグレードできるほか、さまざまな精製製品や化学製品も生産できます。

米国中西部やメキシコ湾岸、そして中国の多くにあるような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性が高すぎるため、タンカーや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、製油所やガスプラントからのペンタンやその他の軽質製品、またはオイルサンドのアップグレード業者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、パイプラインを通じて市場に流す必要があります。

通常、混合ビチューメンには約 30% の天然ガス凝縮液またはその他の希釈剤と 70% のビチューメンが含まれています。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、または外洋石油タンカーによって市場に届けられることもあります。これらの場合、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。

オイルサンドの希釈用コンデンセートの需要は、2020年までに75万バレル/日（119,000 m ^{3 /日）以上になると予想されており、これは2012年の2倍に相当します。カナダ西部のコンデンセートの生産量は約15万バレル/日（24,000 m 3} /日）に過ぎないため、その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、米国のタイトオイル生産量の最近の大幅な増加により、この問題はほぼ解決されました。生産量の多くは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。余剰の米国産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、精製所は希釈剤を分離してカナダに再輸出するが、これは今や精製製品であるため、米国の原油輸出法を回避している。このプロセスを支援するために、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に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に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に現在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・パイプラインの拡張を検討しており、さらに100,000バレル/日（16,000 m ³ /日）を追加する予定である。^[99]

ベネズエラの超重質原油はカナダ産ビチューメンよりも粘度が低いが、その差は主に気温による。原油が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が処理できる量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、これは同国の超重質原油^生産量の半分にすぎない。さらにベネズエラは、超重質原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、米国の新しいシェールガス生産からのコンデンセートにも簡単にアクセスできない。ベネズエラは国内市場に供給するのに十分な精製能力がないため、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。ベネズエラは経済危機による財政問題や米国政府および石油会社との政治的意見の相違も抱えており、状況は未解決のままである。^[100]

重質原油原料は、従来の製油所に適合させる前に前処理が必要ですが、重質油およびビチューメン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、その主要な要素は次のとおりです。

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

ほとんどの場合、炭素除去は非常に非効率的で無駄が多いため、ほとんどの場合、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必要とし、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汚染します。触媒の高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に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。^[101]

アルバータ州には4つの主要な石油精製所があり、カナダ西部のほとんどに石油製品を供給しているが、2012年時点でこれらの精製所が処理しているのは、アルバータ州で生産されるビチューメンとSCOの約190万バレル/日（30万m ³ /日）の4分の1以下である。大規模なオイルサンドアップグレーダーの中には、業務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の一部は他の州の精製所に送られたが、そのほとんどは米国に輸出された。アルバータ州の4つの主要な精製所は以下のとおりである。^[102]

• サンコア・エナジーはエドモントン近郊でペトロ・カナダ製油所を運営しており、あらゆる種類の石油とビチューメンを 142,000 バレル/日 (22,600 m ³ /日) 処理してあらゆる種類の製品を製造することができます。
• インペリアル・オイルはエドモントン近郊のストラスコナ製油所を運営しており、同製油所では SCO と従来型石油を 187,200 bbl/日 (29,760 m ³ /日) 処理してあらゆる種類の製品を製造することができます。
• シェル・カナダはエドモントン近郊のスコットフォード製油所を運営しており、スコットフォード・アップグレーダーと統合され、100,000 bbl/日（16,000 m ³ /日）のあらゆる種類の石油とビチューメンをあらゆる種類の製品に処理することができます。
• ハスキー・エナジーはロイドミンスターでハスキー・ロイドミンスター製油所を運営しており、隣接するハスキー・アップグレーダーからの原料28,300バレル/日（4,500 m ^{3 /日）を}ビチューメンやその他の製品に加工することができます。

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年に完成する予定である。 ^{[103] [104]}

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とカナダの市場向けの燃料に加工する新しい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使って製油所に輸送することを提案している。^[105]

カナダの石油精製産業の大半は外国資本です。カナダの製油所は、カナダで生産される石油の約 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以外のカナダの製油所は、もともと軽質および中質原油用に建設されました。新しい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、それを処理できない製油所の経済性が損なわれました。

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。^[106]カナダと異なり、米国には数百の製油所があり、米国の軽質・中質油生産量の減少に伴い、その多くが重質油処理用に改造された。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と想定されていた。米国は歴史的に、特に近年、カナダにとって原油および製品の最大の顧客である。カナダからの米国の石油および製品の輸入量は、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ため、1981年の45万バレル/日（7万2,000 m ³ /日）から2013年には312万バレル/日（49万6,000 m ³ /日）に増加した。^[107]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、カナダの石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輸入に対する米国の需要は減少しており、米国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生産が急速に増加している）も減少している。米国は2016年に原油輸出を再開し、2019年初頭の時点では、米国の生産量は消費量と同量であり、シェールオイルがカナダからの輸入に取って代わっている。

2004 年、石油販売業者の利益のために、西カナダの生産者は、西カナダ 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、カリフォルニア、メキシコ マヤ、またはベネズエラの重質原油と輸送および精製特性が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、パイプラインを良好に通過し、政府によって「従来型重質油」に分類されています。米国には、オイルサンドからの大量の原油ビチューメンと合成原油 (SCO) に加えて、このブレンドが 1 日あたり数十万バレル輸入されています。

米国の製油所からの需要は、SCO ではなく非アップグレード ビチューメンにますます高まっています。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 1,900,000 バレル/日 (300,000 m ³ /日)に倍増すると予測していますが、ビチューメン生産量の増加ペースには追いつきません。同委員会は、SCO にアップグレードされるオイルサンド生産の割合が 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、3,200,000 バレル/日 (510,000 m ³ /日) を超えるビチューメンを希釈剤と混合して市場に出荷する必要があることを意味します。

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伸びています。2013年、中国は米国に代わっ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伸び続けています。カナダのアジアへの輸出を阻む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の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30万バレル/日（48,000 m ³ /日）の能力で稼働しており、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・マウンテン拡張が完成すれば、太平洋岸のタンカーにさらに50万バレル/日（79,000 m ³ /日）から110万バレル/日（170,000 m ³ /日）が輸送され、そこから世界中どこにでも輸送できるようになると予想されています。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も可能である。^[108]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、おそらく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だろう。^[109]

世界最大のビチューメンの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。カナダにはあらゆる種類のエネルギー資源が豊富にあり、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大きさです。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、石油から生産される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年に、原油価格が100ドル以上であれば、カナダは増大する需要を満たすのに十分なエネルギーを持つだろうと報告した。オイルサンドからの余剰原油生産は輸出できる。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石油、特に重質油の需要が増加していたが、主要な輸入国はおそらく米国であり続けるだろう。^[110]

カナダにはビチューメンと原油の豊富な資源があり、推定残存資源量は 540 億立方メートル (3,400 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% 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が保有している。「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」となる。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、このうち 98% がオイルサンド ビチューメンによるものである。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 年の価格は大幅に低下しており、埋蔵量はさらに少なくなっている。^[要出典]

オイルサンドからの販売可能な石油の生産と輸送のコストは、通常、従来の世界的資源からのものよりも大幅に高い。^{[111] [112]}そのため、オイルサンド生産の経済的実行可能性は、石油価格の影響を受けやすい。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）原油の価格は1バレルあたり100ドルを超えており、オイルサンド生産の積極的な成長を促すのに十分だった。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、精製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、投資は採掘およびアップグレードプロジェクトから、原位置蒸気補助重力排水（SAGD）プロジェクトへとシフトしている。カナダのコスト推定には、鉱山が「元の状態と同等かそれ以上」で環境に戻される際の採掘の影響が含まれている。消費された最終製品の清掃は、消費管轄区域の責任であり、そのほとんどが生産管轄区域以外の州または国にあります。

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バレル当たり70～85ドルであるのに対し、新規SAGDプロジェクトのコストは1バレル当たり50～80ドルであると推定した。^[97]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る。2011年以降、WTI価格が1バレル当たり100ドルに上昇したため、^[113]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。主な市場は米国湾岸の巨大な製油所群で、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できるのが一般的である。

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/バレルと推定しました。^[114]したがって、統合アップグレード装置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ことを条件に、2011年以降一貫して利益を上げることが期待されました。より大規模で高度な製油所は合成原油よりも生のビチューメンと重質油を購入することを好んだため、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ド装置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 より安価ですが、原油の回収率は SAGD では 60% 以上、採掘では 99% 以上であるのに対し、原油の約 10% しか回収できません。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いて、より多くの資本にアクセスできたため、より多くの石油を回収するために SAGD や採掘にその余分な資金を使うことを好みました。

その後、2014年後半には、米国のシェール層からの生産量の劇的な増加と、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水準で推移している。 ^[115] 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/バレルと再推定した。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。^[111] 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減速または延期され、^{[116] [117]}、建設中に中止されることさえある。^[118] 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、損失を被り続ける可能性がある。^[119] 2020年のロシアとサウジアラビアの石油価格戦争の間、カナダの重質原油価格は1バレルあたり5ドルを下回った。^[120]

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の生産予測は、総ビチューメン生産量という点では、国立エネルギー委員会（NEB）の予測と匹敵する。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制約を考慮しておらず、「カーボンバブル」という用語で示される状況を引き起こしている。^[121]そのような制約を無視し、また石油価格が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）のリストによると、ほとんどのプロジェクト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m ³ /日（830万バレル/日）に達する可能性がある。同じ仮定の下では、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 800,000 m ³ /日 (500 万バレル/日) に達し、2012 年の生産量の 2.6 倍になることです。成長の大部分は、原位置プロジェクトの方が採掘プロジェクトよりも経済的に優れているため、原位置カテゴリで発生する可能性があります。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、採掘方法に適しているのは 20% です。

追加の仮定は、カナダの石油生産量の増加を輸出市場に届けるのに十分なパイプラインインフラがあるということである。これが制限要因であれば、カナダの原油価格に影響が及び、将来の生産量増加が抑制される可能性がある。もう1つの仮定は、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ことである。カナダの主な石油輸出市場である米国でのタイトオイル生産の急速な成長により、米国の輸入原油への依存度は大幅に低下した。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確実である。カナダと米国で石油を輸送するための新しいパイプラインを建設することに対する政治的な障害が増えている。2015年11月、米国大統領バラク・オバマは、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た。 ^[122] 新しい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米国市場にビチューメンを輸送するケースが増えている。海上タンカー以外では、これらの代替手段はすべてパイプラインよりも高価である。^[112]

カナダのオイルサンドにおける熟練労働者の不足は、新規プロジェクトが急速に開発されている時期に発生した。さらなる開発に対する他の制約がなければ、石油・ガス産業は、業界の活動レベルと年齢による離職率の結果として、今後数年間で数万人の求人を埋める必要があるだろう。長期的には、石油・ガス価格が上昇するシナリオでは、労働力不足はさらに悪化するだろう。潜在​​的な労働力不足は、建設コストを増大させ、オイルサンド開発のペースを遅らせる可能性がある。^[110]

熟練労働者不足はベネズエラでさらに深刻だった。 2002年から2003年のベネズエラゼネスト後、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ある。その後、政府はベネズエラの石油産業を再国有化し、増税した。その結果、外国企業はベネズエラを去り、エリート重油技術者の大半も去った。近年、ベネズエラの重油生産量は減少しており、生産目標を達成できていない。

2015年後半の時点で、WTI価格が50ドルを下回ったため、新しい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である。^{[116]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源として生産コスト以下でさえ義務付けられていた。^[123]また、環境被害を許容レベルに抑えると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。 [ ^124]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に、急速な技術進歩が行われている。^[125] したがって、生産者に支払われる石油価格が大幅に回復するかどうか、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ない。^{[123] [125] [126]}

2015年初頭、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により、2℃の目標を達成するためには、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％以上を地中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です。2℃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、たとえば、より小さ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です。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、他の生産方法よりもかなり経済的ではないため、検討し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します。^{[127] [128] [129]}

米国エネルギー長官の諮問委員会である全米石油協議会は、 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可能性を実現する」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ており、その懸念には「水源の問題を引き起こすために必要な水の量、表面採掘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、土壌浸食や近くの水系への表面流出のリスクが増大する可能性がある、生産による温室効果ガスやその他の大気排出」が含まれていると指摘している。^[130]

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を必要とすることで水資源に、そして二酸化炭素やその他の排出物の放出によって大気に影響を及ぼす可能性がある。[ ^131]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存在し、抽出プロセスによって濃縮される可能性がある。^{[132]オイルサンドの抽出による環境影響は、}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、環境保護投票者連盟、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。^{[133] [134]}特に、カナダのアルバータ州ではオイルサンド生産の周辺で水銀汚染が発見されている。^[135]欧州連合は、オイルサンド油を「高度に汚染」するラベルを貼る投票を行う可能性があると示唆している。ヨーロッパへのオイルサンドの輸出はごくわずかであるが、この問題はEUとカナダの間で摩擦を引き起こしている。^[136]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から得られる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によって従来のベンチマークより22％高い温室効果ガス評価が割り当てられたと指摘した。^{[137] [138]}

2014年に米国科学アカデミー紀要に発表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。報告書の著者は、「アサバスカ油砂地域（AOSR）の急速な産業発展に伴う大きな懸念は、人間と環境に潜在的に有毒な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）の蒸発放出を制御不能に放出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。^{[139] [140]}

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）を計算している。こ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る。17の継続的な監視ステーションのそれぞれが、一酸化炭素（CO）、硫化水素（H
₂S）、総還元硫黄（TRS）、アンモニア（NH
₃）、一酸化窒素（NO）、二酸化窒素（NO
₂）、窒素酸化物（NO _x）、オゾン（O
₃）、粒子状物質（PM2.5）、二酸化硫黄（SO
₂）、総炭化水素（THC）、メタン/非メタン炭化水素（CH
₄/NMHC）。[141 ^]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。^[142] 2012年以前は、大気モニタリングで硫化水素（H
₂S ) は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。^[143] 2007年、アルバータ州政府は、H
₂S）が基準を超えた。^{[144]クリーンエア戦略同盟[145]} （別名CASAデータウェアハウス）のアルバータ大気データ管理システム（AAADMS）は、2015年11月1日までの1年間に、 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る。
₂S、2013年には4件で、2014年の11件、2012年の73件から減少した。^[146]

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空気の質に関する懸念」に関する短いレポートを発表し、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に対する対応を対比しました。フォート マッケイでは、WBEA に代表される利害関係者が空気の質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 コミュニティの有害な悪臭の原因を特定する取り組みの一環として、フォート マッケイ空気質指数が確立され、州の空気質健康指数を拡張して、問題の原因となる可能性のある要因を含めました。
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臭気問題の解決にはさらなる進展があったが、それは一部の家族がすでに家を放棄した後のことだった。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。^[147]

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。[ ^{148] 1バレルの石油（およそ}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。 ^[149] 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。^[150] 鉱業業界は、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、オイルサンド地域の約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。^[151] 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）の土地に対して、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。^[152] 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。^[153]

油田外採掘では、合成原油1単位当たり2～4.5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1年当たり349 × 10 ⁶  m ³ (1年当たり12.3 × 10 ⁹ 立方フィート)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倍である。^[154]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単位当たり約0.2単位の水しか使用されない。^[155]^^

アサバスカのオイルサンド事業には、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。^[156] フォートマクマレーのすぐ下流の平均流量は633 m ³ /s（22,400 cu ft/s）で、1日の平均流量の最高値は1,200 m ³ /s（42,000 cu ft/s）である。^{[157] [158]} オイルサンド産業の水利権割り当ては、アサバスカ川の流量の約1.8％である。2006年の実際の使用量は約0.4％だった。^[159] さらに、アサバスカ川下流域の水管理枠組みによると、川の流量が少ない時期のアサバスカ川からの水消費は、年間平均流量の1.3％に制限されている。^[160]

2010年12月、元環境大臣ジム・プレンティス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に導入されている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。^{[161] [162]}

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する。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）」寿命分析で、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る。 [ ^163]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の数字によると、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20％高いと述べた。^[164]

2011年にEUの委託を受けたスタンフォード大学の調査によると、オイルサンドの原油は他の燃料よりも22％も炭素集約度が高いことが判明しました。 ^{[165] [166]}「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ます。^[167] 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％高いことが判明しました。^[168]

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CO
₂年間排出量^[169]

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％、または世界の温室効果ガス排出量の0.1％を占めています。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％を占めるまでに成長すると予測されています。 ^[170] 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％減少しましたが、生産レベルの増加により、生産活動からの総排出量は増加すると予想されました。^{[171] [172]} 2006年の時点で、オイルサンドから1バレルの石油を生産するために、ほぼ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。 ^[173] IHS CERAの調査によると、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しました。^[174] 2012年のスワートとウィーバーの調査では、経済的に採算の取れる埋蔵量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ました。 1.8兆バレルの原油がすべて燃やされると、世界の平均気温は0.24～0.50℃上昇すると予測されています。^[175] 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ていることを発見しました。^[176]^

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に、枯渇した石油・ガス層内に二酸化炭素排出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。^[177] 2008年7月、アルバータ州政府はアルバータ州の発電所とオイルサンドの抽出および改良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。^{[178] [179] [180]}

2014年11月、国際エネルギー機関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追加の温室効果ガス排出量は「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が1日あたり300万バレル（48万m ^{3 /日）以上増加すると予測しているが、ビロル博士は「この追加生産による排出量は、}中国の排出量のわずか23時間分に相当し、1日にも満たない」と述べた。IEAは気候変動と闘う責任を負っているが、ビロル博士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述べた。「カナダ、米国、その他の地域でのオイルサンドプロジェクトについては多くの議論が行われていますが、率直に言って、オイルサンドからの追加CO2排出量は極めて低いです。」ビロル博士は、気候変動に関する行動方針については大きな意見の相違があることを認めたが、「これらすべての反応が科学的事実と健全な分析に基づいていることを願う」と付け加えた。^{[181] [182]}

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の決定に備え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の排出が多く、ライフサイクルベースでは米国で精製される原油の平均バレルよりも17%多くの温室効果ガスを排出すると推定される」^[183]

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パーセント増加しましたが、これは「主にオイルサンドの生産、特に原位置抽出の増加によるもの」でした。^[8]

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の胚に高い奇形率があること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もたらす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）に関する研究の共著者である。^[184] 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。その書簡では、アサバスカ湖（オイルサンドの下流）で捕獲された魚に奇形や腫瘍が増えていることから、独立した調査を開始するよう求めている。^[185]

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、その運営委員会は主に石油・ガス会社で構成されています。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す。^{[186] [187] [188]}

2007年には、オイルサンドが野生生物に悪影響を及ぼしていると示唆された。例えば、2006年の研究ではヘラジカの体内に許容量の453倍ものヒ素が含まれていることがわかったが、その後の研究では許容量の17～33倍にまで低下した（ただし、国際的な消費基準を下回っている）。^[189]

フォート・チペワンの住民の癌罹患率が通常より高いことなど、オイルサンドが公衆衛生に与える悪影響について懸念が高まっている。^[190]しかし、最初に癌罹患率の高さを報告し、オイルサンド開発と関連づけた医師ジョン・オコナーは、その後アルバータ州内科医院および外科医師会によって調査を受けた。同医師会は後に、オコナーの発言は「虚偽、不正確、未確認情報」で構成されていると報告した。^[191]

2010年、カナダ王立協会は「現在のところ、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ない」とする報告書を発表した。^[191]

2011年8月、アルバータ州政府は、がん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。^[192]

2014年に発表された報告書で、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）環境曝露との関連を示す強力な証拠はない」と述べた。むしろタルボットは、フォート・チペワヤンの癌発生率が州平均と比較してわずかに高いのは、喫煙率、肥満、糖尿病、アルコール依存症、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。^[191]

• オイルサンドディスカバリーセンター、フォートマクマレー、アルバータ州、カナダ
• エドワード・バーティンスキー、アルバータ州タールサンドの航空写真、2009年3月8日アーカイブ、Wayback Machine
• GR グレイ、R. ルーニング: ビチューメンカナダ百科事典
• ジリ・レザック、アルバータ州オイルサンドの写真ストーリーと航空写真
• アルバータ州のタールサンド探訪、シチズンシフト、カナダ国立映画制作庁
• 先住民グループがカナダのタールサンド反対の闘いを主導 – Democracy Now!によるビデオレポート
• オイルサンドからのバナジウムの抽出
• ホフマン、カール (2009 年 10 月 1 日)。「北米の膨大な石油埋蔵量を活用する新技術」。ポピュラー メカニクス。
• カナダのオイルサンド：温室効果ガス排出のライフサイクル評価議会調査局
• アルバータ州政府オイルサンド情報ポータルインタラクティブマップとデータライブラリ