Sables bitumineux de l'Athabasca

57° 01′ N 111° 39′ W / 57.02, -111.65

Pour les articles homonymes, voir Athabasca.

Carte montrant les gisements de sables bitumineux de l'Athabasca en Alberta, Canada

Les sables bitumineux de l'Athabasca sont le plus important des trois dépôts de bitume de l'Alberta, au Canada (les deux autres se trouvent dans les régions de la rivière de la Paix, à l'ouest, et du lac Cold, au sud-est). Ensemble, ces trois gisements de sable bitumineux couvrent environ 141 000 km² de forêt boréale, de tourbières et de zones humides peu peuplées, soit environ 21 % du territoire de l'Alberta. Les sables bitumineux de l'Athabasca tiennent leur nom de la rivière Athabasca qui passe au cœur de la région, et on observe aisément des traces de pétrole lourd sur ses berges. Par le passé, le bitume était utilisé par les Cris et les Dene de la région pour imperméabiliser leurs canoës. Les dépôts de bitume se trouvent dans les limites du Traité no 8 et plusieurs communautés autochtones s'y trouvent.

À cause de son épaisseur, le dépôt de l'Athabasca est le seul des trois gisements en Alberta qui peut être exploité à ciel ouvert de façon économique. Environ 10 % des sables bitumeux d'Athabasca sont recouverts de moins de 75 mètres de dépôts meubles. La zone exploitable définie comme telle par le gouvernement d'Alberta couvre 37 zones contiguës (environ 3 400 kilomètres carrés) au nord de la ville de Fort McMurray. Une mince couche de tourbières et de zones humides, d'une épaisseur de un à trois mètres, repose sur une couche d'argile et de sable stérile dont l'épaisseur peut atteindre 75 mètres. Les sables bitumineux, qui forment une couche inférieure d'une épaisseur de 40 à 60 mètres, reposent sur un fond calcaire plat. La première mine de sables bitumineux au monde a été créée par la Great Canadian Oil Sands (aujourd'hui Suncor) dès 1967 dans une zone où les sables bitumineux étaient très près de la surface. La mine de Syncrude, la plus grande du monde, et la mine des Sables Albiens (mise en fonctionnement par Shell Canada) ont suivi en 1978 et en 2003 respectivement. Ces trois mines sont associées à des raffineries de bitume qui convertissent le bitume inutilisable en pétrole brut de synthèse ensuite envoyé aux raffineries du Canada et des États-Unis.

Les sables d'Athabasca sont principalement situés à l'intérieur et autour de la ville de Fort McMurray qui était, jusqu'à la fin des années 1950, une communauté de quelques centaines d'habitants dont la richesse reposait sur la traite de fourrures et l'extraction de sel. Après le choc pétrolier des années 1970, Fort McMurray connut une rapide et importante croissance démographique. Depuis 2000, les quelque 80 000 habitants, dont bon nombre viennent de l'est du Canada, ont de la difficulté à répondre à la demande pour de nouveaux logements pour les travailleurs migrants.

Estimation des réserves de pétrole

Le gouvernement de l'Alberta a calculé en 2007 qu'environ 27,5 milliards de mètres cubes (173 milliards de barils) de bitume brut étaient économiquement extractibles des trois champs de sables bitumineux de l'Alberta en utilisant les techniques actuellement disponibles, et ce, en utilisant comme indices le prix du baril de brut en 2006 de 62 $ et une projection de 69 $ en 2016. Cela correspond à environ 10 % des 1 700 milliards de barils de bitume enfouis^[1]. L'Alberta estime que les dépôts d'Athabasca contiennent à eux seuls 5,6 milliards de mètres cubes (35 milliards de barils) de minerai bitumeux en surface et 15,6 milliards de mètres cubes (98 milliards de barils) de bitume extractibles par méthodes in situ. Ces estimations des réserves pétrolières du Canada ont amené un certain étonnement lors de leur première parution, mais sont maintenant largement acceptées par la communauté internationale. De tels volumes amènent le Canada au deuxième rang mondial des réserves pétrolières prouvées derrière l'Arabie saoudite^{[réf. nécessaire]}.

Site minier Syncrude au bord du lac Mildred en Alberta

La méthode de calcul des réserves économiquement accessibles, qui produisit ces estimations, fut utilisée car les méthodes conventionnelles de calcul de réserves donnaient des résultats dépourvus de sens. Elles faisaient apparaître que l'Alberta allait arriver à court de pétrole alors que l'augmentation rapide de production de sables bitumeux faisait plus que compenser le déclin de production des huiles classiques : en effet, la majeure partie des huiles extraites en Alberta est maintenant non-conventionnelle. Les estimations habituelles des réserves pétrolières sont ni plus ni moins des calculs de risque géologique de forage, mais, avec les sables bitumeux, il n'y a que très peu de risques géologiques car les sables remontent à la surface et sont très faciles à trouver. Le seul risque financier est celui d'une chute des cours du pétrole; toutefois, l'inflation du prix du baril entre 2004 et 2006 a dissipé ces craintes.

Les estimations d'Alberta sont en quelque sorte extrêmement conservatrices, du fait qu'elles se basent sur un taux de récupération de 20 % des ressources en bitume, alors que les compagnies pétrolières affirment qu'avec l'utilisation de la méthode d'extraction par écoulement gravitationnel assisté par vapeur d'eau, une récupération de plus de 60 % est réalisable avec de faibles efforts. Ces taux de récupération élevés signifient que la production totale sera probablement plusieurs fois supérieure à l'estimation déjà généreuse du gouvernement.

Avec les taux de production actuels, les réserves en sables bitumeux d'Athabasca dureront plus de 400 ans. Dans tous les cas, il est très improbable qu'elles restent à ce niveau du fait des besoins mondiaux actuels en pétrole. Avec l'hypothèse que l'Alberta quadruple sa production d'hydrocarbures, en en exportant la majeure partie aux États-Unis, le champ tiendrait plus de 100 ans. Si la production augmente de la même manière qu'en Arabie saoudite (10 millions de barils par jour), la vie du champ s'en verrait réduite à 40 ans. Toutefois, il est extrêmement improbable que la production soit augmentée à ce point sans un gros apport de main-d’œuvre immigrante au nord de l'Alberta. Même si la province sera probablement un fournisseur important du marché mondial du pétrole du prochain siècle, elle n'a pas l'intention de supplanter le Moyen-Orient en tant que fournisseur principal de l'Amérique, de l'Europe et de l'Asie.

Économie

Malgré la taille importante des réserves, le coût de la séparation du sable et de l'huile a toujours été considéré comme un frein au développement de projets - le prix de vente du brut ne couvrant pas les frais d'extraction (travaux d'extraction et séparation du sable et du pétrole). À la mi-2006, l'Office national de l'énergie du Canada (NEB) ^[2] estima que le coût d'une nouvelle opération minière sur le site des sables bitumeux d'Athabasca serait compris entre 9 et 12 $ le baril et qu'une opération d'extraction par doubles puits horizontaux serait comprise entre 10 et 14 $ le baril. Il faut savoir qu'un forage pétrolier conventionnel terrestre peut varier de moins de 1 $ en Irak et en Arabie saoudite jusqu'à un peu plus de 6 $ aux États-Unis et au Canada.

De plus, le coût de l'investissement pour l'équipement (comme les grosses machines utilisées pour l'extraction, le remplissage de camions pour le transport jusqu'à la raffinerie) fait de l'investissement pré-production un problème majeur. Le NEB estime que ces coûts feraient monter le coût total de production à 18 ou 20 $ par baril par extraction classique et à 18 ou 22 $ par baril avec l'extraction par puits doubles. Et ceci n'inclut pas le coût du raffinage du bitume brut en pétrole raffiné brut, ce qui reviendrait à un coût de 36 à 40 $ le baril en production conventionnelle.

Cependant, malgré le fait que le prix du brut reste assez élevé pour rendre l'entreprise attirante, de soudaines baisses des prix laisseraient les producteurs dans l'incapacité de couvrir leurs investissements (même si ces sociétés peuvent se remettre de longues périodes à bas prix du moment que l'investissement est passé et qu'elles peuvent couvrir leurs frais de production).

Par ailleurs, le développement de la production commerciale est facilité par le fait que les coûts d'exploration sont virtuellement nuls. De tels coûts ont des parts très importantes dans le financement de forages sur les champs pétroliers traditionnels. La position des dépôts d'huile dans le sable bitumeux est bien connue et une estimation du taux de récupération peut être faite facilement. De plus, les sables bitumineux sont situés dans une zone politiquement stable et les sociétés sont sûres que leurs installations ne seront pas confisquées par le gouvernement ou menacées par une guerre ou une révolution.

Grâce à la hausse des prix du pétrole de 2004-2006, la rentabilité des sables bitumeux s'est améliorée. Avec un tarif mondial de 50 $ le baril, le NEB estime qu'une extraction minière traditionnelle aura un taux de retour sur investissement de 16 à 23 % et qu'une opération par forage en puits doubles de 16 à 27 %. Le prix du baril, depuis 2006, a augmenté jusqu'à 145 $ à la mi-2008. Il en a résulté des investissements dans les sables bitumeux pour 2006-2015 de l'ordre de 100 milliards de dollars correspondant au double du montant initialement prévu en 2004. Cependant, à cause du manque de main-d’œuvre en Alberta, il est peu probable que tous ces projets se réalisent.

La production des sables bitumineux

Les sables bitumineux d'Athabasca ont attiré l'attention des marchands de fourrure européens en 1719 quand Wa-pa-su, un commerçant Cri, apporta un échantillon de sable bitumineux au poste de la Compagnie de la Baie d'Hudson à Churchill (Manitoba). En 1778, le marchand de fourrure Peter Pond devint le premier homme blanc à observer ces dépôts le long de la rivière d'Athabasca et rapporta que les autochtones utilisaient le bitume pour imperméabiliser leurs canoës. En 1883, G.C. Hoffman de la Commission géologique du Canada essaya de séparer le bitume des sables bitumineux avec de l'eau, et rapporta que la séparation était immédiate. Cependant, il fallut attendre presque un siècle avant que l'extraction ne devienne économiquement viable.

La production commerciale de pétrole à partir de sable bitumineux l'Athabasca commença en 1967, quand la Great Canadian oil Sands (maintenant Suncor) ouvrit sa première mine, avec une production de 30 000 barils de pétrole synthétique brut par jour. Le développement était empêché par la baisse des prix du pétrole dans le monde, et la deuxième mine, mise en fonctionnement par le consortium Syncrude, ne commença pas à fonctionner avant 1978, après le choc pétrolier de 1973 qui avait réduit l'intérêt des investisseurs. Cependant, le prix du pétrole baissa plus tard, et bien que le choc pétrolier de 1979 causa une nouvelle flambée des prix, la présentation du Programme énergétique national par le premier ministre Pierre Elliott Trudeau incita les compagnies pétrolières et le gouvernement albertain dirigé par Peter Lougheed à s'investir dans les nouveaux développements. Une fois encore, les prix chutèrent à des niveaux très bas, causant de nombreuses défections de cette filière, et la troisième mine, mise en route par Shell Canada, ne commença à fonctionner qu'en 2003. Néanmoins, avec la hausse des prix du pétrole entre 2004 et 2006, les mines existantes se sont beaucoup agrandies et de nouvelles sont en projet.

D'après le Conseil des énergies et des équipements d'Alberta, la production de bitume brut était la suivante en 2005, et cela malgré un incendie majeur à la Suncor, un important revirement à la Syncrude, et des problèmes de fonctionnement chez Shell :

Production 2005	m3/jour	barils/jour
Site de Suncor	31 000	195 000
Site de Syncrude	41 700	262 000
Site de Shell Canada	26 800	169 000
Projets in situ	21 300	134 000
TOTAL	120 800	760 000

En 2005, la production totale de pétrole dans les trois zones de sables bitumineux de l'Alberta était de 169 100 m³/jour soit 1 065 000 barils par jour. En 2010, la production canadienne est de 2,8 millions de bbj par jour^[3]. À ce moment, les exportations canadiennes sont « presque deux fois plus importants que ceux de chacun des autres principaux fournisseurs des États-Unis »^[3].

Extraction du pétrole

Article principal : Extraction des sables bitumineux.

Le processus original d'extraction utilisé sur les sables bitumineux a été mis au point par le D^r Karl Clark, en collaboration avec le Conseil de recherche d'Alberta dans les années 1920^[4]. Historiquement (depuis les années 1960), les sables bitumineux sont récoltés dans d'énormes puits à ciel ouvert et extraits du sable grâce à des variantes du procédé de Clark basé sur l'eau, qui sépare le bitume aéré des autres composants du sable bitumineux dans des bacs de sédimentation. Plus récemment, de nouvelles méthodes in situ ont été mises au point pour extraire le bitume des dépôts profonds en injectant de la vapeur pour chauffer le sable et réduire la viscosité du bitume afin qu'il puisse être pompé comme le pétrole brut conventionnel.

Le processus standard d'extraction requiert aussi de grands apports en gaz naturel. Actuellement, l'industrie des sables bitumineux utilise à peu près 4 % de la production du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. D'ici 2015, cela devrait augmenter d'un facteur 2,5^[5].

D'après l'Office national de l'énergie, il faut environ 11,3 m³ de gaz naturel pour produire un baril de pétrole synthétique brut, ce qui équivaut en termes d'énergie à 169,9 m³ de gaz ; le processus produit donc un net gain d'énergie. En tout état de cause, il est probable qu'à court terme les exportations de gaz naturel vers les États-Unis seront réduites pour fournir du carburant aux centrales de sables bitumineux. À long terme, cependant, les raffineries de pétrole vont probablement se reconvertir dans la gazéification du bitume pour générer leur propre carburant. De la même manière que le bitume peut être converti en pétrole synthétique brut, il peut aussi être converti en gaz naturel synthétique.

Sur un plan commercial, l'extraction in situ débute à peine. Un projet presque abouti, le Projet Long Lake, est conçu pour fournir son propre carburant, grâce au craquage in situ du bitume extrait^[6]. Ce projet est censé débuter avec l'extraction du bitume en 2006, et « l'amélioration » du bitume en pétrole liquide en 2007, avec une production de 60 000 barils/jour de pétrole utilisable. Si cela fonctionne, le problème du gaz naturel n'entrerait plus en ligne de compte et le problème de disposer d'une réserve disparaîtrait.

L'importance géopolitique

Les sables bitumineux de l'Athabasca sont maintenant mis en avant dans le commerce international, avec la Chine et les États-Unis qui tentent tous les deux de négocier avec le Canada une plus grosse part de la production en pleine hausse des sables bitumineux. On s'attend à ce que cette production quadruple entre 2005 et 2015, atteignant 4 millions de barils/jour, augmentant du même coup son importance politique et économique. Bien que la majeure partie de la production soit actuellement exportée vers les États-Unis, cela pourrait changer.

Un accord a été signé entre PetroChina et Enbridge pour construire un pipeline entre Edmonton en Alberta et le port de Kitimat, en Colombie-Britannique sur la côte ouest, pouvant acheminer l'équivalent de 400 000 barils par jour, dans le but d'exporter le pétrole brut synthétique des sables bitumineux en Chine et ailleurs dans le Pacifique. Un autre pipeline d'une capacité de 150 000 barils par jour est prévu en plus dans l'autre sens pour importer du condensat servant à diluer le bitume pour qu'il s'écoule. Sinopec, la plus grande compagnie de raffinage et de chimie en Chine, et la China National Petroleum Corporation ont acheté ou ont prévu d'acheter des actions dans les principaux développements des sables bitumineux.

Pour ne pas être surpassée, l'Inde a annoncé des plans d'investissement d'un milliard de dollars dans les sables bitumineux en 2006. Non moins de quatre compagnies indiennes sont concernées.

Les peuples indigènes de la région

Les Premières Nations de la région vivent notamment à Fort McKay et à Fort McMurray. Les sables bitumeux sont inclus dans le 8^e Traité^[7], signé en 1899. Les Amérindiens de Fort McKay ont développé plusieurs entreprises au service de l'industrie des sables bitumeux et vont développer un site sur leur territoire^[8]. Le développement de tels projets, cependant, ne fait pas l'unanimité dans les communautés amérindiennes.

Les impacts sur l'environnement

La région est l'une des plus polluées du pays, avec un taux de cancer élevé^[9], des pluies acides et une pollution des eaux souterraines et superficielles^[9].

L'extraction minière des sables bitumineux de l'Athabasca détruit la forêt boréale^[9], les tourbières, les zones humides et les rivières ainsi que le contour naturel du terrain. L'industrie minière de l'Alberta pense que la forêt boréale reprendra sa place sur les terrains restaurés après la période d'extraction, mais aucun terrain n'est considéré « restauré » quelque trente ans après l'ouverture de la première mine dans la région du Fort McMurray en Alberta. Les industriels se sont pourtant engagés à reboiser.

De plus, l'extraction d'un seul baril de pétrole des sables bitumineux de l'Alberta génère plus de 80 kg de gaz à effet de serre (GES) et entraîne le rejet de plusieurs fois son volume en eaux usées dans les bassins de décantation qui ont submergé environ 50 km² de forêts et de tourbières. L'augmentation de la production de pétrole synthétique prévue menace aussi les engagements internationaux du Canada. En ratifiant le Protocole de Kyoto, le Canada avait accepté de réduire au plus tard en 2012 ses émissions de gaz à effet de serre de 6 % par rapport à l'année de référence (1990). En 2002, l'émission totale de gaz à effet de serre du Canada avait augmenté de 24 % depuis 1990. En 2006, le Canada a déclaré que cet objectif n'était pas atteignable, une déclaration probablement liée à des prix du pétrole sans précédent, au développement des ressources de l'Athabasca qui en a résulté et l'énorme impact de ce changement sur l'émission totale du pays.

Exploitants

Les deux plus grandes exploitations des sables bitumineux sont menées par Syncrude Canada Limited et Suncor Energy. Les Sables Albiens sont un projet plus petit possédé par Shell Canada.

Les projets (en) [PDF] suivants représentent la majeure partie de la production ou des développements prévus dans les sables de l'Athabasca :

• Les sites de Steepbank et Millenium de Suncor Energy produisent actuellement 263 000 barils par jour et son projet Firebag produit 35 000 barils par jour. Surcor prévoit consacrer 3,2 milliards de dollars pour amener son activité minière à 400 000 barils par jour et sa production in situ à 14 000 barils par jour d'ici 2008.
• Les sites de Mildred Lake et Aurora de Syncrude produisent actuellement 250 000 barils par jour et la compagnie prévoit dépenser 8 milliards de dollars pour les amener à en produire 350 000 en 2006.
• Shell Canada possède actuellement deux sites en fonctionnement, à savoir la mine de la Muskeg River qui produit 155 000 barils par jour et la raffinerie de Scotford à Fort Saskatchewan, en Alberta. Shell prévoit ouvrir sa nouvelle mine à Jackpine et d'étendre sa production à 500 000 barils par jour dans les années à venir.
• Le projet in situ SAGD à Long Lake de Nexen sera à même de produire 70 000 barils par jour d'ici fin 2007, avec des projets d'expansion en vue d'une production de 240 000 barils par jour dans les 10 prochaines années.
• Le projet in situ Horizon du CNRL, qui aura coûté 8 milliards de dollars, devrait produire 110 000 barils par jour dès son ouverture en 2008 et augmenter sa production à 300 000 barils par jour d'ici 2010.
• Le sites de Kearl d'Imperial Oil, dont le coût se situe entre 5 et 8 milliards de dollars et dont le début de la construction est prévu en 2008, devrait produire 100 000 barils par jour en 2010. Imperial Oil gère aussi un site qui génère de 160 000 barils par jour dans la zone de sable bitumineux de la région de Cold Lake.
• SynEnCo Energy and SinoCanada Petroleum Corp., une filiale de Sinopec, la plus grande compagnie de raffinerie de Chine, ont prévu créer un site d'extraction au coût de 3,5 milliards de dollars à Northern Lights, pour produire 100 000 barils par jour d'ici 2009.

• Total est présent, au travers de sa filiale Total Exploration & Production Canada (TEPCA), dans trois projets d’extraction de sables bitumineux en Athabasca (Alberta) : Surmont, opéré par Conoco Phillips, dans lequel Total détient une participation de 50%, Joslyn, dans lequel Total est opérateur et détient une participation de 74% et Nothern Lights, dans lequel Total est opérateur avec une participation de 50%.

Notes et références

1. ↑ (en)Alejandro Barbajosa, « Shell, Exxon Tap Oil Sands, Gas as Reserves Dwindle », 18 février 2005. Consulté le 29 mars 2006
2. ↑ (fr) Office national de l'énergie, NEB, 2006. Consulté le 6 novembre 2006
3. ↑ ^{a et b} Agence France-Presse, « Forte hausse de la production de pétrole annoncée au pays », dans Le Devoir, 4 juin 2011 [texte intégral (page consultée le 4 juin 2011)] 
4. ↑ (en) Alberta Inventors and Inventions - Karl Clark. Consulté le 29 février 2006
5. ↑ (en) Production forecast
6. ↑ (en)Operations - Athabasca Oil Sands - Long Lake Project - Project Overview, Nexen Inc., 2006. Consulté le 8 novembre 2006
7. ↑ (en) Treaty 8, Devision [1] Media. Consulté le 8 novembre 2006
8. ↑ (en) Financial Post Summary, 21 mars 2006, National Post, 2006. Consulté le 8 novembre 2006
9. ↑ ^{a, b et c} Hervé Kempf, « Alberta : la ruée vers l'or sale », dans Le Monde du 26-09-2007, [lire en ligne]

Voir aussi

Filmographie

• (en) Shannon Walsh, H2Oil, film documentaire réalisé et écrit par Shannon Walsh, Loaded Pictures, 1 h 15, 2009 (Site de H2Oil)

Articles connexes

• Sable bitumineux
• Amérindiens
• Réserve pétrolière

Liens externes

• (fr) Les sables bitumineux de l'Alberta - Alberta : la ruée vers l'or noir - Les Archives vidéo de Radio-Canada
• (fr) Du sable dans l'engrenage reportage tv de Guy Gendron et Jean-Luc Paquette concernant les problèmes environnementaux liés à l'exploitation des sables d'Athabasca.
• (en) Hugh McCullum, Fuelling Fortress America: A Report on the Athabasca Tar Sands and U.S. Demands for Canada's Energy (The Parkland Institute) - Notes de synthèse - Rapport
• (en) Oil Sands History - Syncrude Canada
• (en) Oil Sands Discovery Centre - Fort McMurray Tourism
• (en) The Trillion-Barrel Tar Pit - Article from December 2004 Wired.
• (en) Oil Sands Review - Sister publication to Oilweek Magazine
• (en) Alberta's Oil Sands - Alberta Department of Energy
• (en) Alberta's Reserves 2005 and Supply/Demand Outlook 2006-2015 - Alberta Energy and Utilities Board
• (fr) Les sables bitumineux du Canada - Perspectives et défis jusqu'en 2015 : Mise à jour - Juin 2006 - Office national de l’énergie du Canada