mini|hochkant=2|Links: Karte der Provinz Alberta mit den drei Ölsandlagerstätten Athabasca, Cold Lake und Peace River. Rechts: Satellitenaufnahme des Ölsand-Tagebau-Reviers nördlich von Fort McMurray aus dem Jahr 2011 (eingekästelt in der linken Karte). Die Athabasca-Ölsande sind eine Ölsandlagerstätte im Bezirk Wood Buffalo in der Provinz Alberta im Westen Kanadas. Namensgeber ist der Athabasca River, größte Stadt der Region ist Fort McMurray. Die Lagerstätte Athabasca ist die mit Abstand größte der drei Ölsandlagerstätten in Alberta.
Allgemeines mini|„Athabasca-Ölsand“: Mit Bitumen imprägnierter Sandstein der McMurray-Formation aus dem Athabasca-Ölsandrevier in einem Bohrkern-Längsschnitt Der Ölsand in Alberta ist ein Gemisch aus durchschnittlich 83 % Sand, 10 % Bitumen, 4 % Wasser und 3 % Ton.Facts about Alberta’s oil sands and its industry. Oil Sands Discovery Centre, Fort McMurray, Kanada, 2009 (PDF 500 kB) Der Sand besteht zu 92 % aus Quarzkörnern, die restlichen 8 % sind Körner aus anderen Mineralen wie Glimmer, Pyrit, Rutil, Zirkon und Turmalin. Athabasca-Ölsand wird allgemein als „hydrophil“ bezeichnet, wobei diese Charakterisierung in zweifacher Hinsicht problematisch ist (siehe „Hydrophilie“ von Ölsanden).
Oft werden Ölsande allgemein im Deutschen auch als „Teersande“ bezeichnet, eine wortwörtliche Übersetzung des englischen Wortes „“. Das im Ölsand enthaltene Bitumen ist ein in der Natur vorkommendes, an flüchtigen („leichten“) Bestandteilen stark abgereichertes (degradiertes) und daher sehr zähes oder sogar festes Erdöl. Zähflüssiges Bitumen wird in der Erdölgeologie des englischen Sprachraumes tatsächlich auch „“ genannt.Walter L. Pohl: Economic Geology: Principles and Practice. Wiley-Blackwell, 2011, ISBN 978-1-4443-3662-7, S. 530 f. Im Deutschen ist „Teer“ hingegen die Bezeichnung für ein Produkt der Destillation von organischem Material. Die Bezeichnung „Teersand“ ist daher eher zu vermeiden, wenn eigentlich Ölsand gemeint ist. Schweröl in erdölgeologischem Sinne ist ebenfalls abgereichertes Erdöl, jedoch weniger stark degradiert als Bitumen und daher auch nicht so hochviskos.
Der Bitumenanteil in den Sanden beträgt zwischen 1 % und 18 %. Abbau von Ölsand mit einem Bitumengehalt von unter 6 % wird zurzeit als unrentabel betrachtet. Im Durchschnitt benötigt man 2 Tonnen Ölsand, um ein Barrel (159 Liter) synthetisches Rohöl herzustellen.
Im Untergrund der Provinz Alberta lagern etwa 1,8 Billionen Barrel Bitumen, von denen rund 169 Milliarden Barrel als förderbar gelten (Stand 2013).Oil Sands - A Strategic Resource for Canada, North America and the Global Market. Natural Resources Canada, 2013 (PDF 3,1 MB) Das Verbreitungsgebiet dieser „Alberta-Ölsande“ umfasst eine Fläche von etwa 140.000 km² und besteht neben Athabasca noch aus den zwei kleineren Ölsandlagerstätten Cold Lake und Peace River.Alberta Oil Sands Industry Quarterly Update, Summer 2013. Alberta Government, 2013 (PDF 5,2 MB) Dazu kommen geschätzte 5,5 Milliarden Tonnen Schweröl, die südöstlich des Athabasca-Reviers, bei Lloydminster in der Grenzregion zu Saskatchewan lagern.Caineng Zou: Unconventional Petroleum Geology. Elsevier, Amsterdam u. a. 2012, ISBN 978-0-12-397162-3, S. 328 Außerdem verfügt Alberta zusätzlich über potenziell abbaubare Reserven von maximal 20 Milliarden Barrel konventionellem Erdöl (Stand 2013). Alberta Energy, abgerufen am 23. Mai 2015 Im Jahr 2012 wurden im Schnitt täglich rund 1,9 Millionen Barrel Rohbitumen aus den Ölsanden gewonnen. Davon wurden 556.000 Barrel zu synthetischem Rohöl aufbereitet. Im Jahr 2006 entfielen 42 Prozent der kanadischen Ölförderung auf synthetisches Rohöl aus Ölsand. In Alberta machte die Ölsandförderung 62 Prozent der gesamten Rohöl-, Schweröl- und Rohbitumenproduktion in der Provinz aus. Bis 2016 rechnete man mit einer Steigerung auf 86 Prozent.Alberta’s Oil Sands 2006. Alberta Department of Energy, 2007 ( 73 kB)
Geologie mini|Großaufschluss der McMurray-Formation (dunkelgrau) und der unterlagernden Waterways-Formation (gelblich) Die Athabasca-Ölsande lagern im . Die in abbauwürdiger Menge mit Bitumen imprägnierten Sande sind Teil der geologisch jüngeren Füllung dieses Beckens (Rocky-Mountains-Vorland-Phase). Sie sind unterkretazischen Alters (–Apt)Frances J. Hein, C. Willem Langenberg, Campbell Kidston, Habtemicael Berhane, Tim Berezniuk: A Comprehensive Field Guide for Facies Characterization of the Athabasca Oil Sands, Northeast Alberta. EUB Special Report Nr. 13, Alberta Energy and Utilities Board, Alberta Geological Survey, Edmonton 2001, S. 3–16 (online) und gehören zur -Formation. Diese Formation besteht im tieferen Teil aus Quarzsand- (92 % SiO2-Anteil) und Siltsteinen („“) und im höheren Teil aus Sandsteinen mit zwischengeschalteten Silt- und Ton-Lagen („“). Sie liegt diskordant auf devonischen Karbonatgesteinen (-Formation). Die -Formation beißt im Tal des Athabasca River aus und wird nach Osten und Westen von bis zu 800 m jüngeren Sedimenten (-Formation, Alb; quartäre Lockersedimente) überdeckt.K. Haug, P. Greene, S. Mei, C. Schneider: Geological and geomechanical characterization of in situ oil sands caprock in the Athabasca Oil Sands Area, Alberta, Canada. American Rock Mechanics Association symposium, San Francisco, California, United States, June 24–26, 2013 Ölsande treten sowohl im unteren als auch im oberen Teil der Formation auf. Die Ablagerungen der -Formation werden als fluviale () sowie als deltaische und neritische () Sedimente interpretiert.
Die Ölsandlagerstätten entstanden vermutlich im Zuge der Auffaltung der Rocky Mountains. Durch den von der Gebirgsbildung auf das Vorland ausgeübten Druck drängte relativ geringviskoses Erdöl aus den primären Speichergesteinen in den devonischen Karbonaten der -Formation in die darüberliegenden unzementierten kretazischen Sandsteine. Dort wurde das Öl durch die relative Nähe zur Erdoberfläche infolge des Verlustes der leicht flüchtigen Bestandteile, u. a. infolge der Tätigkeit von Mikroorganismen (Biodegradation), schließlich in zähes Bitumen umgewandelt.
Abbau und Aufbereitung
In den Gegenden, wo die Ölsande oberflächennah bzw. unter einem Deckgebirge mit höchstens 75 Meter Mächtigkeit anstehen, können sie profitabel im Tagebau, u. a. unter Einsatz von großen Hochlöffel-Seilbaggern und Großmuldenkippern wie dem Liebherr T282, gefördert werden (aber vgl. Rentabilität und Auswirkungen der Weltwirtschaftskrise). Dies betrifft potenziell 20 % der Athabasca-Lagerstätte. De facto können Tagebaue jedoch nur auf einer Fläche von insgesamt 4800 Quadratkilometern links und rechts des Athabasca River nördlich von Fort McMurray angelegt werden, und bis zum 31. Dezember 2012 nahmen die Tagebaue dort tatsächlich nur eine Fläche von 767 km² ein. Government of Alberta, abgerufen am 7. Oktober 2014 Der im Tagebau abgebaute Ölsand wird nachfolgend zur Trennung des Bitumens von den mineralischen Bestandteilen behandelt und das so gewonnene Rohbitumen wird teilweise zu synthetischem Rohöl aufbereitet (siehe Ölsand-Aufbereitung).
Bei höherer Deckgebirgsmächtigkeit (60 Meter und mehr) werden sogenannte In-situ-Verfahren angewendet. Dabei wird das Bitumen über Bohrungen mittels Hitze oder Lösungsmitteln direkt im Untergrund mobilisiert und abgepumpt. Im Athabasca-Ölsandrevier wird zurzeit (2015) faktisch ausschließlich die sogenannte (SAGD) angewendet,Alberta Oil Sands Industry Quarterly Update, Spring 2015. Alberta Government, 2015 (PDF 5,0 MB), S. 10 ff. bei der heißer Wasserdampf in die Lagerstätte eingepresst wird. Im Jahr 2012 war der Anteil des In-situ-geförderten Bitumens in Alberta erstmals größer als der Anteil des Bitumens aus im Tagebau gefördertem Ölsand. Allerdings ist die risikoarme In-Situ-Förderung nicht im gesamten Athabasca-Revier möglich, sondern nur dort, wo die McMurray-Formation von der Clearwater-Formation mit ihrem basalen Tonstein (Lower Clearwater Shale) überlagert wird, da nur dieser ein ausreichend dichtes und stabiles Deckgestein abgibt. Aber selbst dort können unter bestimmten Umständen eingepresste Fluide (speziell Wasserdampf) zur Geländeoberfläche entweichen und potenziell Schäden an Mensch und Material verursachen. Ein solcher „Blowout“ ereignete sich am 18. Mai 2006 auf dem Gebiet des Joslyn-Creek-Projektes der Firma Total. Dabei wurden Gesteinsbrocken bis zu 1 Meter Durchmesser ausgeworfen und ein Teil des ausgeworfenen Materials ging noch in bis zu 250 Metern Entfernung von der Blowout-Stelle nieder.E. Visser, P. Bergey, J. Clark: Geological Insights in the Joslyn May 18th 2006 Steam Release. TEPC/GSR 2007.005, Total E&P Canada, Calgary 2007 (PDF 90 MB, umfassendes Dossier mit weiteren Untersuchungsberichten zu diesem Ereignis), S. 6 (S. 113 im PDF)
Als eine der größten von Menschenhand geschaffenen Strukturen gilt der „Syncrude Tailings Dam“, der das Absetzbecken der Ölsand-Aufbereitungsanlage „Mildred Lake“ („Syncrude tailings pond“) einfasst. Zur Aufschüttung des Dammes wurden und werden Abraum aus den angrenzenden Tagebauen und/oder die grobkörnigeren Rückstände aus der Bitumenaufbereitung verwendet.
Beteiligte Unternehmen Folgende Unternehmen sind mit folgenden Projekten an der Ölsandförderung und -aufbereitung beteiligt (Stand 2015, kleingedruckte Projekte sind über die Planungsphase noch nicht hinausgekommen): Athabasca Oil Hangingstone (In-situ-Förderung, im Bau, geplante Inbetriebnahme 2015) Birch (In-situ-Förderung) Dover West Carbonates („Leduc“; In-situ-Vorführanlage, geplante Inbetriebnahme 2016) Dover West Sands & Clastics (In-situ-Förderung)
Black Pearl Resources Blackrod (In-situ-Pilotanlage)
BP Terre de Grace (In-situ-Pilotanlage)
Brion Energy MacKay River (In-situ-Förderung, im Bau, voraussichtliche Inbetriebnahme 2015) Dover (experimentelle In-situ-Pilotanlage, geplante Inbetriebnahme 2017)
Canadian Natural Resources Horizon (Tagebau) Kirby (In-situ-Förderung) Birch Mountain (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme 2019) Gregoire Lake (In-situ-Förderung) Grouse (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme 2020)
Cavalier Energy Hoole (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme 2017)
Cenovus Energy Christina Lake (In-situ-Förderung) Foster Creek (In-situ-Förderung) Grand Rapids („Pelican Lake“; In-situ-Förderung) Narrows Lake (In-situ-Förderung, im Bau) East McMurray (In-situ-Förderung) Steepbank (In-situ-Förderung) Telephone Lake („Borealis“, In-situ-Förderung) West Kirby (In-situ-Förderung) Winefred Lake (In-situ-Förderung)
China National Offshore Oil (CNOOC) Long Lake Project (In-situ-Förderung)
Connacher Oil and Gas Great Divide Oil Sands Project (In-situ-Förderung)
ConocoPhillips Canada + Total E&P Canada Surmont Plant (In-situ-Förderung)
Devon Canada Jackfish (In-situ-Förderung)
Grizzly Oil Sands Algar Lake (In-situ-Förderung) May River (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme 2016; beinhaltet die THAI-Versuchsanlage „Whitesands“, deren Betrieb 2011 eingestellt wurdeMay River Regulatory Application – Section 1: Project Introduction. Grizzly Oil Sands ULC, Calgary 2013 (PDF 2,8 MB))
Husky Energy Saleski (In-situ-Pilotanlage, geplante Inbetriebnahme 2017)
Husky Energy + BP Sunrise Thermal Project (In-situ-Förderung)
Imperial Oil Aspen (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme 2020)
Imperial Oil + ExxonMobil Canada Kearl (Tagebau)
Harvest Operations Black Gold (In-situ-Förderung)
Ivanhoe Energy Tamarack (In-situ-Förderung)
Japan Canada Oil Sands (JACOS) + CNOOC Hangingstone Project (In-situ-Pilotanlage, im Ausbau)
Koch Exploration Canada Dunkirk (In-situ-Förderung, geplante Inbetriebnahme 2017) Muskwa (In-situ-Pilotanlage)
Laricina Energy Saleski (In-situ-Förderung) Germain (In-situ-Förderung) Marathon Oil Birchwood (In-situ-Vorführanlage, geplante Inbetriebnahme 2017)
MEG Energy + CNOOC Christina Lake Regional Project (In-situ-Förderung) Surmont (In-situ-Förderung)
Oak Point Energy Lewis (In-situ-Förderung)
Osum Oil Sands