Schiste bitumineux et sables bitumineux : frontières des combustibles fossiles non conventionnels

Sous de vastes étendues de l'ouest canadien et américain, sous les montagnes d'Estonie et d'Écosse, et sous les déserts du Brésil et de Chine se trouvent d'énormes gisements de roches et de sables contenant des hydrocarbures qui ont transformé le paysage énergétique mondial depuis que leur développement à grande échelle a commencé au vingtième siècle. Les schistes bitumineux et les sables bitumineux — les deux grandes catégories de ressources en hydrocarbures « non conventionnelles » — contiennent des quantités de pétrole équivalentes, ou supérieures, à l'ensemble des réserves de pétrole brut conventionnel qui ont alimenté la civilisation industrielle depuis un siècle et demi.

Les sables bitumineux (également appelés sables pétrolifères) sont des gisements d'une forme dense et épaisse de pétrole connue sous le nom de bitume, mélangé à du sable, de l'argile et de l'eau. Contrairement au pétrole brut conventionnel, le bitume est trop visqueux pour s'écouler dans les pipelines à des températures ambiantes et doit être extrait soit par exploitation minière à ciel ouvert (dans les gisements peu profonds), soit par des méthodes de récupération thermique in situ (dans les gisements plus profonds) qui chauffent le bitume pour en réduire la viscosité. Les sables bitumineux de l'Athabasca, dans le nord de l'Alberta, au Canada, constituent le plus grand réservoir de sables bitumineux connu au monde, avec des réserves dépassant cent soixante-dix milliards de barils de pétrole récupérable — la troisième plus grande réserve pétrolière au monde après l'Arabie saoudite et le Venezuela.

Le schiste bitumineux est une roche sédimentaire à grain fin contenant du kérogène — un matériau organique solide et cireux qui n'a pas été soumis à une chaleur et une pression géologiques suffisantes pour se convertir en pétrole conventionnel. Lorsque le schiste bitumineux est chauffé (un procédé appelé pyrolyse par distillation), le kérogène se transforme en pétrole brut synthétique (huile de schiste) et en gaz. Les gisements de schiste bitumineux existent sur tous les continents habités et sont estimés contenir plusieurs billions de barils de pétrole équivalent — plusieurs fois la totalité des réserves mondiales de pétrole conventionnel. Cependant, l'énergie nécessaire pour extraire et traiter le schiste bitumineux représente généralement une fraction substantielle de l'énergie contenue dans le produit, faisant du schiste bitumineux l'une des méthodes de production pétrolière les plus énergivores.

Le développement des sables bitumineux et des schistes bitumineux en tant que ressources énergétiques représente un défi déterminant de la transition énergétique du vingt et unième siècle : ces ressources sont énormes en volume, économiquement significatives aux prix pétroliers actuels, mais accompagnées d'impacts environnementaux — perturbation des terres, utilisation de l'eau, émissions de gaz à effet de serre — qui sont substantiellement plus importants que ceux de la production pétrolière conventionnelle. Le débat sur le développement des sables bitumineux et des schistes bitumineux encapsule la tension centrale de la transition énergétique : la valeur économique et géopolitique des ressources en hydrocarbures domestiques face aux coûts environnementaux de l'exploitation de l'extrémité la plus non conventionnelle, la plus énergivore et la plus perturbatrice sur le plan environnemental du spectre des combustibles fossiles.

La géologie des sables bitumineux

Les sables bitumineux — également appelés sables pétrolifères dans de nombreux contextes, bien que « sables bitumineux » soit préféré par l'industrie car reflétant le produit (le pétrole) plutôt que la texture (le goudron) — sont des gisements sédimentaires dans lesquels du grès poreux ou de la roche carbonatée a été imprégné d'une forme lourde et visqueuse de pétrole qui a été dégradée par l'action de bactéries et d'eau sur des millions d'années.

Le pétrole conventionnel se forme lorsque la matière organique contenue dans les sédiments marins est enfouie à des profondeurs suffisantes pour que la température et la pression la convertissent en pétrole liquide, qui migre ensuite vers le haut à travers une roche perméable jusqu'à ce qu'il soit piégé sous une roche imperméable de couverture, formant un réservoir de pétrole conventionnel. Dans les gisements de sables bitumineux, le pétrole migrant vers le haut a atteint la surface (ou la proche surface) où il a été exposé aux eaux souterraines, aux bactéries et à l'oxygène atmosphérique, qui ont éliminé les fractions les plus légères et dégradé le pétrole restant en bitume lourd. Le résultat est un gisement proche de la surface de sable imprégné de pétrole avec une teneur très élevée en bitume (généralement dix à quinze pour cent en poids) mais une perméabilité extrêmement faible (le bitume remplit les espaces poreux entre les grains de sable, empêchant tout écoulement).

Les gisements de sables bitumineux de l'Athabasca, de Cold Lake et de Peace River, en Alberta, au Canada, se sont formés à partir de pétrole qui a migré depuis des champs pétrolifères conventionnels plus profonds sur des dizaines de millions d'années. La Formation McMurray d'âge crétacé — la formation rocheuse qui héberge le gisement de l'Athabasca — contient une couche de sable bitumineux pouvant atteindre quatre-vingts mètres d'épaisseur dans certaines zones, surmontant des formations plus anciennes et surmontée dans les zones peu profondes par une couche relativement mince de mort-terrain (tourbière, tourbe et till glaciaire) qui doit être retirée pour accéder aux sables bitumineux.

Les gisements de pétrole lourd de la ceinture de l'Orénoque au Venezuela constituent une autre ressource pétrolière non conventionnelle majeure, contenant environ deux cent soixante-dix à trois cents milliards de barils de réserves certifiées de « pétrole extra-lourd » — techniquement similaire au bitume des sables bitumineux mais quelque peu moins visqueux, ce qui le rend récupérable par différentes méthodes. Les gisements de la ceinture de l'Orénoque ont été certifiés comme les plus grandes réserves prouvées de pétrole au monde en 2010, dépassant les réserves de l'Arabie saoudite dans la classification officielle.

L'histoire du développement des sables bitumineux

Les peuples autochtones de la région de l'Alberta — les Dénés, les Cris et d'autres nations — connaissaient les sables bitumineux bien avant le contact avec les Européens, utilisant le bitume qui suinte naturellement à la surface dans certaines zones le long des rivières Athabasca et Clearwater comme agent imperméabilisant pour les canots en écorce de bouleau et comme adhésif pour le bois. Les suintements sombres et collants caractéristiques le long des berges des rivières constituaient des repères familiers dans le paysage du nord de l'Alberta.

Le premier compte rendu européen des sables bitumineux de l'Athabasca a été consigné par Peter Pond, un trappeur travaillant pour la Compagnie du Nord-Ouest, qui a noté en 1778 que les Autochtones près de la rivière Athabasca utilisaient le matériau bitumineux provenant des suintements de surface. Alexander Mackenzie, qui a traversé la région en 1788 sur le chemin de l'océan Arctique, a consigné que les berges de la rivière Athabasca exsudaient de grandes quantités d'un matériau bitumineux et a noté que les sables étaient fortement saturés de pétrole.

L'investigation scientifique des sables bitumineux a commencé sérieusement à la fin du dix-neuvième siècle et au début du vingtième siècle. Robert Bell de la Commission géologique du Canada a estimé en 1882 que les sables bitumineux du bassin de l'Athabasca représentaient une ressource pétrolière énorme. S.C. Ells, un chimiste et ingénieur gouvernemental qui a étudié les sables bitumineux de 1913 aux années 1940, a mené des investigations systématiques sur l'étendue, le caractère et le potentiel du gisement, en expérimentant des méthodes d'extraction et de séparation et en publiant des rapports influents qui ont établi l'échelle de la ressource.

Le problème fondamental pour l'exploitation des sables bitumineux a toujours été le défi de l'extraction et du traitement : comment séparer efficacement le bitume du sable et de l'eau avec lesquels il est mélangé, et comment valoriser le bitume épais et riche en soufre en un pétrole brut synthétique adapté au traitement en raffinerie. La très haute viscosité du bitume à des températures ambiantes (environ dix mille à un million de fois plus visqueux que le pétrole brut conventionnel) l'empêche de s'écouler dans les puits de production ou les pipelines sans chauffage.

Karl Clark, un chimiste travaillant au Conseil de recherches de l'Alberta de 1921 à 1954, a apporté la contribution décisive au traitement des sables bitumineux : il a développé le procédé d'extraction à l'eau chaude de Clark, utilisant de l'eau chaude (à environ quatre-vingts degrés Celsius) et de l'hydroxyde de sodium (soude caustique) pour séparer le bitume du sable et de l'eau, créant le procédé d'extraction qui reste la base des opérations minières à ciel ouvert aujourd'hui. Le brevet de Clark sur le procédé d'extraction à l'eau chaude, délivré en 1929, a établi la base technique de l'industrie des sables bitumineux qui allait finalement se développer cinq décennies plus tard. Le travail expérimental persévérant de Clark — y compris la construction d'une installation pilote d'une demi-tonne par jour en 1929 — a établi que l'extraction commerciale des sables bitumineux était techniquement réalisable, posant les bases du développement éventuel du gisement de l'Athabasca.

Le développement de la première usine commerciale de sables bitumineux a été un projet s'étalant sur plusieurs décennies qui a nécessité un soutien gouvernemental soutenu, des capitaux patients et des innovations technologiques. Le projet Great Canadian Oil Sands (GCOS) — finalement rebaptisé Suncor — a été conçu dans les années 1950 et défendu par J. Howard Pew de la Sun Oil Company (Sunoco), qui voyait dans les sables bitumineux de l'Alberta une réserve stratégique pour la sécurité énergétique à long terme de l'Amérique du Nord. Après des années d'études de faisabilité, d'approbations réglementaires et de dépassements de coûts, l'usine GCOS a commencé sa production en 1967 — la première opération commerciale de sables bitumineux au monde, exploitant du sable bitumineux et le valorisant en pétrole brut synthétique. L'usine produisait environ quarante-cinq mille barils par jour à un coût qui était initialement bien supérieur au prix du pétrole brut conventionnel, nécessitant des subventions soutenues et un engagement à long terme de la part de ses investisseurs.

Syncrude Canada, une coentreprise de plusieurs compagnies pétrolières, a ouvert son usine de sables bitumineux au nord-est de Fort McMurray en 1978, augmentant considérablement la capacité canadienne en matière de sables bitumineux. Le projet Syncrude a nécessité le développement industriel unique le plus coûteux de l'histoire canadienne jusqu'à cette époque, avec des coûts de construction d'environ deux milliards de dollars (en monnaie de 1978). L'usine utilisait d'immenses excavateurs à roue-pelle et l'exploitation minière par camions et pelles pour excaver les sables bitumineux, les transportant par convoyeur et pipeline vers une installation d'extraction et de valorisation.

L'industrie des sables bitumineux est restée relativement modeste tout au long des années 1970 et 1980, contrainte par des coûts de production élevés et des prix pétroliers bas. L'expansion spectaculaire est survenue à la fin des années 1990 et dans les années 2000, lorsque des prix pétroliers élevés et soutenus (au-dessus d'environ trente à quarante dollars le baril pour le pétrole brut WTIC) et des améliorations de la technologie de récupération in situ (en particulier le drainage par gravité assisté par la vapeur, ou SAGD) ont rendu la production de sables bitumineux globalement rentable. Des milliards de dollars d'investissements ont afflué vers de nouveaux projets : le projet de sables bitumineux de l'Athabasca de Shell, le projet Horizon de Canadian Natural Resources, le projet du lac Kearl d'Imperial Oil, et des dizaines de projets SAGD.

Au milieu des années 2010, la production canadienne de sables bitumineux dépassait trois millions de barils par jour, faisant du Canada l'un des cinq premiers producteurs de pétrole au monde et du gisement de l'Athabasca la troisième plus grande réserve prouvée de pétrole sur Terre. Les sables bitumineux de l'Alberta sont devenus la source unique la plus importante de croissance de l'offre dans la production mondiale de pétrole entre 2000 et 2015, leur développement modifiant fondamentalement la position du Canada sur les marchés énergétiques mondiaux.

Méthodes d'extraction : exploitation minière contre méthodes in situ

Le choix entre l'exploitation minière à ciel ouvert et l'extraction in situ pour les sables bitumineux dépend principalement de la profondeur : les gisements où le matériau sus-jacent (mort-terrain) est inférieur à environ soixante-quinze mètres de profondeur peuvent être exploités en retirant le mort-terrain et en excavant le sable bitumineux ; les gisements plus profonds nécessitent des méthodes in situ qui chauffent le bitume sous terre pour en réduire suffisamment la viscosité pour la récupération.

L'exploitation minière à ciel ouvert représente environ vingt pour cent des réserves de sables bitumineux de l'Alberta en volume, mais a produit une part disproportionnée de la production historique parce que les taux de récupération sont plus élevés (environ quatre-vingt-dix pour cent du bitume contenu dans le matériau exploité est récupéré) et que les premières usines commerciales ont été construites sur des gisements peu profonds près de Fort McMurray. Les opérations d'exploitation minière à ciel ouvert sont des entreprises industrielles massives : les mines de Syncrude et de Suncor au nord de Fort McMurray comptent parmi les plus grandes opérations industrielles en Amérique du Nord, avec des excavations à ciel ouvert s'étendant sur des dizaines de kilomètres, d'immenses flottes de camions opérant en continu, et des installations de valorisation qui convertissent le bitume extrait en pétrole brut synthétique commercialisable. L'ampleur des opérations minières à ciel ouvert — et le paysage de bassins de résidus noirs et de terrain perturbé qu'elles créent — est au cœur des critiques environnementales depuis les années 1970.

Le drainage par gravité assisté par la vapeur (SAGD) — développé grâce à des recherches menées à l'Alberta Oil Sands Technology and Research Authority (AOSTRA) à la fin des années 1970 et dans les années 1980, avec des contributions clés de Roger Butler — est devenu la méthode dominante pour la récupération in situ des sables bitumineux, représentant la majorité des nouvelles capacités de production construites depuis les années 2000. Dans le SAGD, deux puits horizontaux sont forés en parallèle à environ quatre à six mètres l'un de l'autre — un puits injecteur supérieur et un puits producteur inférieur. La vapeur est injectée par le puits supérieur, chauffant le bitume environnant et réduisant suffisamment sa viscosité pour qu'il s'écoule par gravité vers le puits producteur, depuis lequel un mélange de bitume et d'eau condensée est pompé vers la surface. Le procédé SAGD a été validé à l'Underground Test Facility de l'AOSTRA dans les années 1980 et déployé commercialement pour la première fois au projet MacKay River dans les années 1990.

La stimulation cyclique par injection de vapeur (CSS) — une méthode in situ alternative utilisée notamment à l'opération de Cold Lake d'Imperial Oil — injecte de la vapeur dans un seul puits selon une série de cycles « d'injection et de production » : injection de vapeur suivie d'un trempage (pour permettre à la chaleur de se diffuser à travers la formation) suivi d'une production, répétés plusieurs fois jusqu'à ce que la productivité du puits diminue. La CSS a des taux de récupération inférieurs au SAGD, mais est techniquement plus simple pour certaines configurations de réservoir.

Des méthodes in situ expérimentales incluant le chauffage électrique, la récupération assistée par solvant et le chauffage électromagnétique sont en cours de développement pour réduire l'intensité énergétique et la demande en eau de la production in situ, qui utilise actuellement environ deux à trois barils de vapeur par baril de bitume récupéré, consommant de grandes quantités de gaz naturel pour générer de la vapeur.

Le schiste bitumineux : géologie et distribution

Le schiste bitumineux diffère des sables bitumineux en ce que la matière organique (kérogène) n'est pas un pétrole mais un précurseur du pétrole — un matériau solide qui n'a pas été exposé à une chaleur et une pression géologiques suffisantes pour se convertir en pétrole liquide. Lorsque le schiste bitumineux est chauffé à environ cinq cents degrés Celsius (un procédé appelé distillation par pyrolyse), le kérogène subit une pyrolyse et se transforme en huile de schiste (similaire au pétrole brut conventionnel), en gaz et en un résidu riche en carbone.

Les plus grands gisements de schiste bitumineux au monde se trouvent dans la Formation de Green River au Colorado, en Utah et dans le Wyoming (États-Unis), qui contient environ trois billions de barils de pétrole potentiellement récupérable — soit environ quarante fois les réserves prouvées actuelles de pétrole conventionnel des États-Unis. Les schistes noirs dévoniens de l'est des États-Unis, les schistes bitumineux baltiques d'Estonie et de Russie, les schistes bitumineux jordaniens, la Formation d'Irati au Brésil et les gisements de schiste bitumineux chinois en Mandchourie et dans d'autres régions comptent parmi les autres grandes ressources mondiales de schiste bitumineux.

Les schistes bitumineux de la Formation de Green River ont été déposés il y a environ cinquante à trente-cinq millions d'années dans une série d'anciens lacs dans ce qui est aujourd'hui la région des Montagnes Rocheuses. Les sédiments lacustres — comprenant des algues abondantes, des végétaux et d'autres matières organiques — se sont accumulés dans des environnements lacustres calmes et pauvres en oxygène où la décomposition était inhibée, constituant progressivement d'épaisses séquences de mudstone et de marlstone riches en kérogène. Les schistes de Green River les plus riches (appelés « Zone Mahogany » en raison de leur couleur distinctive) contiennent jusqu'à cent quarante litres de pétrole par tonne de roche, parmi les concentrations de kérogène les plus élevées de tout gisement de schiste bitumineux.

Le schiste bitumineux estonien — la kukersité, un schiste d'origine marine déposé il y a environ quatre cent cinquante millions d'années pendant la période ordovicienne — est exploité et utilisé pour la production d'énergie depuis 1916, faisant de l'Estonie l'un des plus anciens producteurs continus de schiste bitumineux au monde. La kukersité estonienne a un rendement en huile relativement faible par rapport au schiste de Green River, mais a été utilisée pour la combustion directe dans des centrales électriques et pour la distillation par pyrolyse afin de produire du pétrole, du gaz et des produits chimiques. La dépendance de l'Estonie au schiste bitumineux pour la production d'énergie (à son apogée, le schiste bitumineux fournissait environ quatre-vingt-dix pour cent de l'électricité estonienne) en a fait le pays le plus dépendant au schiste bitumineux au monde.

Technologies de distillation par pyrolyse des schistes bitumineux

La conversion du kérogène des schistes bitumineux en pétrole utilisable nécessite un procédé de distillation par pyrolyse — chauffage du schiste à la température de pyrolyse soit dans une installation hors sol (ex situ) où la roche extraite est traitée, soit souterrain (in situ) où la chaleur est appliquée à la formation schisteuse sans extraction minière.

La distillation par pyrolyse hors sol a été pratiquée commercialement en Estonie, en Chine, au Brésil et dans diverses installations expérimentales aux États-Unis. La technologie de distillation par pyrolyse la plus courante — le cornue à tirage vertical, utilisé dans le traitement du schiste bitumineux estonien depuis les années 1920 — traite le schiste bitumineux concassé dans une cuve verticale où il est chauffé par du gaz recyclé chaud ou par la combustion d'une partie de la teneur organique propre du schiste, libérant des produits volatils (vapeurs d'huile de schiste et gaz) qui sont condensés et collectés.

Les cornues Kiviter et Galoter, développées en Estonie, ont représenté des améliorations successives de l'approche à tirage vertical et ont dominé le traitement estonien du schiste bitumineux pendant des décennies. La cornue Enefit 280, développée par Eesti Energia (la société d'énergie d'État estonienne) et déployée en Estonie et sous licence internationale, est la technologie de cornue commerciale de schiste bitumineux la plus moderne, atteignant une efficacité plus élevée et un impact environnemental moindre que les conceptions précédentes.

La distillation par pyrolyse du schiste bitumineux américain a connu d'importants efforts de développement dans les années 1970 et 1980, motivés par les chocs pétroliers et les préoccupations concernant la dépendance aux importations. Colony Development Operation (une coentreprise comprenant Exxon, ARCO, Shell et Tosco) a développé la technologie de cornue Tosco II et a commencé la construction d'une grande usine commerciale de schiste bitumineux dans le bassin de Piceance dans l'ouest du Colorado. Le projet, qui aurait été la plus grande opération mondiale de schiste bitumineux, a été abandonné en mai 1982 — le « Dimanche noir » pour les communautés locales du Colorado — lorsque la baisse des prix pétroliers et la spirale des coûts l'ont rendu non rentable. L'abandon du projet Colony, et de nombreuses autres initiatives de schiste bitumineux au début des années 1980, a été profondément traumatisant pour les communautés du Colorado et de l'Utah qui avaient anticipé un essor du schiste bitumineux.

Le procédé de conversion in situ (ICP) de Shell — développé au cours de décennies de recherche au Shell Mahogany Research Project au Colorado — utilise un réseau d'éléments chauffants électriques insérés dans la formation de schiste bitumineux pour la chauffer lentement au fil des années, convertissant in situ le kérogène en pétrole et en gaz sans extraction minière. Le pétrole et le gaz chauffés migrent vers des puits de production et sont pompés à la surface pour être traités. La technologie ICP de Shell promet d'éviter la perturbation des terres liée à l'exploitation minière à ciel ouvert et d'accéder à des formations plus profondes non accessibles à la distillation par pyrolyse conventionnelle, mais sa viabilité commerciale n'a pas encore été démontrée à grande échelle.

Le procédé Electrofrac d'ExxonMobil et le procédé de valorisation in situ de Total représentent d'autres approches in situ développées par de grandes compagnies pétrolières. Le défi commun à toutes les méthodes in situ est la lenteur du chauffage et la très grande échelle d'énergie nécessaire pour chauffer des kilomètres cubes de formation rocheuse à la température de pyrolyse, tout en maintenant des barrières hydrauliques (en utilisant des « murs de gel ») pour prévenir la contamination des eaux souterraines.

Impacts environnementaux de la production de sables bitumineux

Les impacts environnementaux de la production de sables bitumineux sont substantiellement plus importants que ceux de la production pétrolière conventionnelle, englobant la perturbation des terres, l'utilisation et la contamination de l'eau, les émissions de gaz à effet de serre, et les impacts sur les communautés autochtones et les territoires traditionnels.

La perturbation des terres par l'exploitation minière à ciel ouvert est l'impact environnemental le plus visible des sables bitumineux. En 2020, environ neuf cents kilomètres carrés de forêt boréale, de tourbières et de zones humides avaient été perturbés par les opérations minières à ciel ouvert en Alberta — une superficie comparable à Singapour. Les terres exploitées doivent être réhabilitées dans le cadre réglementaire de l'Alberta, qui exige des opérateurs de déposer des cautions pour la remise en état et de restaurer les terres exploitées à une « capacité foncière équivalente » — soutenant des types équivalents d'utilisation des terres et de fonctionnement des écosystèmes à la condition antérieure à l'exploitation. En 2020, moins de vingt-cinq kilomètres carrés avaient reçu une certification formelle de réhabilitation — une infime fraction de la superficie perturbée — reflétant à la fois le très long délai nécessaire à la restauration des écosystèmes et la nature continue des opérations qui empêchent la réhabilitation des zones minières actives.

Les bassins de résidus — les retenues de déchets liquides (un mélange d'eau, d'argile, de sable fin, de bitume résiduel et de produits chimiques de traitement) créées lors du procédé d'extraction à l'eau chaude — représentent l'un des aspects environnementaux les plus controversés de l'exploitation minière à ciel ouvert. En 2020, les bassins de résidus des sables bitumineux de l'Alberta couvraient environ deux cent vingt kilomètres carrés et contenaient environ un billion quatre cents milliards de litres de résidus liquides. Les bassins sont toxiques pour les oiseaux aquatiques (plusieurs incidents d'oiseaux aquatiques migrateurs s'étant posés sur des bassins de résidus et étant morts d'une exposition aux hydrocarbures ont suscité une attention médiatique et réglementaire significative), et les préoccupations concernant le suintement de substances toxiques dans les eaux souterraines et dans la rivière Athabasca ont été persistantes. Les réglementations exigeant le séchage progressif et la réhabilitation des résidus (les « résidus fins fluides » sont particulièrement difficiles à gérer) ont été renforcées, mais continuent de faire face à des défis de mise en œuvre.

La consommation d'eau par les opérations de sables bitumineux est substantielle : les opérations minières à ciel ouvert utilisent environ trois à cinq barils d'eau douce par baril de bitume extrait (bien que la majeure partie soit recyclée et réutilisée), et les opérations SAGD in situ utilisent environ un à deux barils d'eau (principalement sous forme de vapeur) par baril. La rivière Athabasca — le plus grand fleuve de l'Alberta, coulant vers le nord-est à travers la région des sables bitumineux — fournit une grande partie de l'eau utilisée par les opérations minières, et les communautés des Premières Nations situées en aval (en particulier la Première Nation des Chipewyan d'Athabasca et la Première Nation des Cris Mikisew) ont documenté des préoccupations concernant la réduction du débit de la rivière et les impacts sur la qualité de l'eau.

Les émissions de gaz à effet de serre de la production de sables bitumineux — par baril d'équivalent pétrole — sont environ trois virgule cinq à quatre fois plus élevées que la moyenne mondiale pour la production de pétrole brut conventionnel, en raison de l'énergie nécessaire pour la génération de vapeur (dans le SAGD), la valorisation du bitume et les opérations minières. Les émissions totales de gaz à effet de serre du secteur des sables bitumineux de l'Alberta étaient d'environ quatre-vingts à quatre-vingt-dix millions de tonnes d'équivalent CO2 par an au début des années 2020 — environ douze à treize pour cent des émissions nationales totales du Canada. Les efforts pour réduire les émissions des sables bitumineux comprennent des projets de captage et de stockage du carbone, l'électrification de