Définition et composition
Un sable bitumineux est un mélange de bitume brut, de sable, d'eau et d'argile. Chaque grain de sable est enrobé d'une pellicule d'eau sur laquelle se dépose le bitume. On parle de « oil sands » en anglais, à ne pas confondre avec les schistes bitumineux.
Les sables bitumineux, aussi appelés sables asphaltiques, sont composés de matières minérales comme la silice et l'argile (80 à 85 %), de bitume brut (7 à 12 %) et d'eau (3 à 5 %). Il faut environ deux tonnes de minerai pour produire un baril de pétrole (159 litres).
Après extraction et transformation, on obtient le bitume, un mélange d'hydrocarbures solide ou se présentant comme un liquide dense, épais et visqueux. La quantité de pétrole récupérable dépend de l'épaisseur du bitume. Fait marquant, l'équivalent de 23 % de l'énergie contenue dans un baril est nécessaire pour produire un baril issu des sables bitumineux, contre 6 à 7 % pour un champ pétrolier terrestre classique.
Les gisements de sables bitumineux constituent une importante source de pétrole brut de synthèse « non conventionnel » — au même titre que les hydrocarbures de roche-mère ou le gaz de schiste. Deux régions du monde en concentrent la majorité : le Canada (province de l'Alberta) et le Venezuela.
Comment extrait-on des sables bitumineux ?
Deux grandes familles de techniques coexistent selon la profondeur du gisement : l'extraction minière à ciel ouvert pour les sables proches de la surface (jusqu'à 40-60 mètres), et l'extraction « in situ » (thermique) pour les gisements plus profonds. Le bitume récupéré est ensuite valorisé en un pétrole commercialisable.
L'extraction minière dite « à ciel ouvert »
1re étape : l'extraction des sables
Les sables bitumineux se trouvent en profondeur dans les terres. Avant de les extraire, il faut retirer la végétation puis le mort-terrain (surface ne contenant aucune matière utile). On retire ensuite le lit de calcaire pour accéder à des mines à ciel ouvert de 40 à 60 mètres d'épaisseur d'où l'on extrait les sables.
Cette opération mobilise des camions de l'ordre de 365 tonnes et des pelles dont chaque godet pèse près de 100 tonnes. Le sable est ensuite transporté aux usines d'extraction du bitume.
2e étape : l'extraction du bitume
Le seul procédé industriel est l'extraction à l'eau chaude. Le sable bitumineux est placé dans des centrifugeuses (tambours rotatifs) et mélangé à de l'eau chaude : le bitume se sépare du sable et se lie aux bulles d'air, créant une mousse contenant 65 % de pétrole, 25 % d'eau et 10 % de solides.
- Le bitume flotte à la surface, ce qui permet de le récupérer à hauteur de 88 à 95 %.
- La mousse est envoyée vers des unités de traitement pour réduire sa teneur en eau et en déchets solides : elle est associée à des diluants (naphta ou paraffine) pour réduire sa viscosité, puis chauffée.
- La couche intermédiaire — mélange d'eau, de fines particules de bitume et de minéraux dits « mixtes » — est recyclée dans le processus d'extraction.
- Les résidus de sable déposés au fond sont pompés vers une décharge et réutilisés dans la construction.
L'extraction in situ ou thermique
L'extraction in situ permet de récupérer du bitume à des profondeurs supérieures à 100 mètres, là où l'extraction minière n'est plus rentable. Elle repose sur l'injection de vapeur pour fluidifier le bitume avant de le pomper. Deux procédés dominent :
- le procédé CSS (stimulation cyclique par la vapeur), qui alterne injection de vapeur et pompage dans un même puits ;
- la technologie SAGD (drainage par gravité assisté par vapeur), qui utilise deux puits horizontaux superposés(1).
La transformation du bitume en pétrole
Trop visqueux pour être transporté et raffiné tel quel, le bitume doit être rendu commercialisable. Deux méthodes existent :
- le mélanger à environ 30 % d'hydrocarbures légers : cette pratique est freinée par le coût du diluant, le Canada pouvant manquer de condensats (pétrole léger issu d'hydrocarbures gazeux condensés au refroidissement) ;
- surcharger le bitume en carbone puis l'hydrogéner pour obtenir un mélange proche d'un pétrole brut de bonne qualité.
Réserves dans le monde et coûts d'extraction
Les réserves potentielles de pétrole contenues dans les sables bitumineux sont considérables, mais seule une fraction est aujourd'hui récupérable de façon rentable. Le coût d'extraction, très supérieur à celui du pétrole conventionnel, reste le principal facteur qui conditionne leur exploitation, avec le prix du baril. Pour bien distinguer ces notions, voir la différence entre ressources et réserves d'hydrocarbures.
Réalité des réserves et capacité d'extraction
Les prévisions les plus optimistes estiment les réserves potentielles à environ 1 800 milliards de barils pour le Canada et 1 200 milliards pour le Venezuela. Mais les réserves de sables bitumineux réellement récupérables au Canada sont estimées, avec les technologies actuelles, entre 170 et 315 milliards de barils.
Le coût, la consommation d'énergie et d'eau, le besoin de main-d'œuvre et l'impact environnemental sont autant de freins qui empêchent pour l'instant ces deux régions de s'imposer comme les nouveaux eldorados de l'or noir.
Coût et dépendance des marchés
Le coût de séparation du sable et du bitume freine le développement de la filière. Selon une ancienne estimation de l'Office national de l'énergie du Canada, le coût du baril s'établissait à 18-20 dollars par extraction minière et 20-22 dollars en in situ (contre 1 à 6 dollars pour un forage conventionnel en Arabie saoudite) ; en ajoutant la transformation du bitume, on atteignait de l'ordre de 36 dollars. Les seuils de rentabilité réels sont aujourd'hui plus élevés, de l'ordre de 40 à 50 dollars le baril selon les projets, ce qui rend la filière sensible au prix du baril de référence.
A contrario, une fois les infrastructures en place, la production est facilitée : les coûts d'exploration sont quasi nuls (les gisements sont connus, accessibles et sans danger), et au Canada ils se situent dans une région politiquement stable. La production de sables bitumineux est ainsi moins sujette aux fluctuations à court terme des cours du pétrole brut.
Découverte des sables bitumineux
L'exploitation des sables bitumineux est ancienne : dès le XVIIIe siècle, on cherchait à en séparer l'huile par lessivage à l'eau bouillante, mais ce n'est qu'après les chocs pétroliers que l'industrie s'y est vraiment intéressée. Les premiers usages remontent aux peuples autochtones, qui s'en servaient pour calfater leurs embarcations.
Dès 1742, dans la région de Pechelbronn en Alsace, des tarières (outils permettant de percer le sol) servaient à localiser les filons de sable bitumineux : l'huile était séparée du sable à l'eau bouillante, puis distillée pour obtenir des produits pharmaceutiques, de l'huile pour lampe, de la graisse et de la poix.
C'est en 1778 que Peter Pond localise les premières sources de bitume dans la région d'Athabasca. Mais c'est l'entrepreneur Robert Fitzsimmons qui, le premier, sépare le bitume du sable pour recouvrir routes et toitures. La production canadienne de sables bitumineux, d'environ 1,4 million de barils par jour en 2010 (la moitié de la production pétrolière canadienne de l'époque), a fortement progressé depuis, de l'ordre de 3 millions de barils par jour au début des années 2020.
Importance des sables bitumineux au Canada
Les sables bitumineux sont au cœur de l'industrie pétrolière canadienne : ils représentent l'essentiel des réserves prouvées de pétrole du pays et la majeure partie de la production de l'Alberta. Les gisements sont concentrés dans le nord de cette province, autour de trois grands secteurs : Athabasca, Cold Lake et Peace River.
97 % des réserves prouvées de pétrole du Canada
C'est au nord de l'Alberta que se trouvent les principaux gisements : à l'ouest dans la région de Peace River, au sud à Cold Lake et au nord près de la rivière Athabasca (Fort McMurray). Une vingtaine d'entreprises y opèrent, dont les deux plus importantes : Syncrude Canada et Suncor.
Les sables bitumineux canadiens constituent le 3e plus grand gisement prouvé de pétrole au monde : ces réserves s'élèvent à 166,3 milliards de barils avec les technologies et le prix du baril actuels, soit environ 97 % des réserves prouvées de pétrole du Canada(1 et 3). En mars 2024, ils représentaient 84,6 % de la production pétrolière de l'Alberta et poursuivaient une croissance qui inquiète les associations environnementales(4).
Ailleurs dans le monde
Le bitume de l'Orénoque, au Venezuela, est le plus souvent classé comme brut extra-lourd plutôt que comme sable bitumineux à proprement parler.
Il existe par ailleurs un vaste gisement en Sibérie orientale, dans la région de l'Olenek : situé sur la côte arctique, son climat extrême et son isolement en écartent l'exploitation pour l'instant. La Russie possède d'autres dépôts dans la région Volga-Oural (Tatarstan et régions voisines), moins vastes mais plus accessibles. Des réserves de petite taille existent dans au moins une cinquantaine de pays.
Impact environnemental : pollutions directes et indirectes
L'extraction des sables bitumineux figure parmi les modes de production de pétrole les plus polluants : elle détruit les écosystèmes de surface, consomme d'énormes volumes d'eau et émet environ trois fois plus de gaz à effet de serre qu'un baril de pétrole conventionnel. C'est ce bilan carbone qui en fait une filière très contestée.
En retirant la végétation pour atteindre les couches inférieures, l'extraction minière bouleverse les écosystèmes. Elle dégage des agents polluants et du méthane, dont l'effet de serre est bien plus puissant que celui du CO2, ainsi que de l'anhydride sulfureux, responsable même à faible dose de l'acidification des lacs et des forêts.
Concrètement, l'extraction d'un baril de pétrole des sables bitumineux de l'Alberta génère plus de 190 kg de gaz à effet de serre, soit trois fois plus que la production d'un baril classique. Face à ce constat, la question de la capture et du stockage du CO2 est régulièrement posée pour la filière.
L'extraction pose aussi la question des résidus et des eaux usées. L'eau issue de l'extraction minière est un mélange toxique rejeté dans d'immenses bassins de décantation. La grande quantité d'eau requise pour le procédé à l'eau chaude (2 à 5 barils d'eau douce par baril de pétrole) est puisée dans les grands cours d'eau, entraînant un assèchement des sols et une baisse de la nappe phréatique.
Plusieurs voies d'amélioration sont à l'étude pour limiter ces risques :
- l'amélioration de la récupération de l'eau ;
- la réduction de l'utilisation de chaleur et d'eau ;
- la diminution et la remise en état progressive des bassins à résidus.
Le gouvernement canadien s'est engagé à investir 200 millions de dollars par an pour soutenir la recherche et l'innovation, auxquels s'ajoutent 100 millions de dollars pour les producteurs de technologies propres.
Les compagnies exploitant les sables bitumineux
Le secteur est dominé par quelques grands acteurs canadiens et internationaux. Les deux plus grandes exploitations sont menées par Syncrude Canada et Suncor Energy ; les Sables Albiens constituent un projet plus petit de Shell Canada. Le secteur est aussi marqué par le retrait progressif de certains majors, à l'image de grandes compagnies pétrolières internationales.
La majeure partie de la production ou des développements en cours dans les sables de l'Athabasca inclut les projets suivants :
- les mines de Steepbank et Millennium (400 000 barils/jour) ;
- les mines de Mildred Lake et Aurora (350 000 barils/jour) ;
- le projet in situ SAGD de Long Lake (240 000 barils/jour) ;
- le projet in situ Horizon du CNRL (300 000 barils/jour) ;
- le projet de Fort Hills (160 000 barils/jour) ;
- la mine de Kearl de l'Imperial Oil (100 000 barils/jour).
Côté exportations, un accord a été signé entre PetroChina et Enbridge pour construire un pipeline entre Edmonton (Alberta) et le port de Kitimat (Colombie-Britannique), pouvant acheminer l'équivalent de 400 000 barils par jour vers la Chine et le Pacifique.
TotalEnergies (ex-Total) a également été un acteur de la filière : entrée via le rachat du canadien UTS Energy en 2010 et des alliances avec Suncor (Fort Hills, Voyageur, Joslyn), puis participation au projet Sincor au Venezuela (pétrole extra-lourd de la Ceinture de l'Orénoque). Fin 2023, le groupe a toutefois cédé l'ensemble de ses actifs canadiens de sables bitumineux à ConocoPhillips (gisement de Surmont) et à Suncor pour le reste(2).
Pour aller plus loin
Pour replacer les sables bitumineux dans l'ensemble des ressources fossiles et non conventionnelles, ces fiches et questions-réponses complètent le sujet :
- Le pétrole et sa formation géologique ;
- les schistes bitumineux et le gaz de schiste, autres hydrocarbures non conventionnels ;
- la différence entre ressources et réserves d'hydrocarbures ;
- le charbon, autre énergie fossile au bilan carbone lourd.