Les sables bitumineux
Les sables bitumineux font partie de la famille des pétroles non conventionnels, en ce sens qu'ils sont difficement exploitable (comme le pétrole en eau profonde ou les schistes).
On désigne sous le terme d’huiles lourdes plusieurs types de pétrole non conventionnel que l’on classe selon leur densité et leur mobilité, indexée par l’indice API (American Petroleum Institute) :
- les huiles lourdes (25°>d° API>18°), mobiles dans les conditions du réservoir
- les huiles extra-lourdes (20°>d° API>7°), mobiles dans les conditions du réservoir, essentiellement concentrées au Venezuela
- les sables bitumineux (12°>d° API>7°), immobiles dans les conditions du réservoir, essentiellement concentrés au Canada
- les schistes bitumineux (shale oils) qui ne peuvent être extraits que par des procédées miniers. Ils concernent l’ouest des Etats-Unis et le Canada.
Toutes catégories confondues, les quantités en place sont estimées à environ 5 000 milliards de barils, et pourraient générer 500 à 1000 milliards de barils de brut, soit 50 à 100% des réserves mondiales de pétrole brut conventionnel.
Deux pays se partagent plus de 80% de ces abondantes ressources : le Canada, dans la province de l’Alberta (310 Gtep) et le Venezuela dans la ceinture de l’Orénoque (260 Gtep).
(Ressources mondiales en pétroles non conventionnels, source : IFP)
Aujourd’hui l’exploitation des huiles lourdes reste une activité marginale, puisqu’elle ne représente qu’environ 5% de la production mondiale de pétrole. En effet, le pétrole non conventionnel est plus coûteux à exploiter (il coûte 12$/bl à exploiter contre 1 $ pour le pétrole Saoudien). Mais les majors investissent de plus en plus dans le développement de ces ressources (Syncrude, Exxon Mobil, Shell, Total…). Ces investissements sont motivés par la flambée des prix du pétrole et la perspective d’un épuisement des réserves mondiales de pétrole conventionnel.
La production des bitumes canadiens, initiée à la fin des années 60 par une exploitation exclusivement minière, a dépassé en 2003 1 million de barils par jour, grâce à la mise en œuvre de nouveaux procédés de production , et pourra atteindre 3 millions de barils par jour en 2012 et 5 en 2030 soit 16% de la demande en hydrocarbures de l’Amérique du Nord.