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L’appauvrissement des réserves de pétrole brut léger en Alberta dans les années 1990 a entraîné une baisse de la production, laquelle représentait en 2005 un peu plus de la moitié du total de 1990. Depuis 1997, Terre-Neuve-et-Labrador a compensé en partie cette diminution grâce à sa production de brut léger « non classique » provenant de ses champs pétroliers en mer.
On entend par « pétrole brut classique » les hydrocarbures légers, moyens et lourds, qui ont toujours été la principale source de production pétrolière du pays. Le brut classique est exploité en forant des puits et se distingue du brut non classique par le mode d’extraction employé (par exemple, le méthane de houille, les champs pétroliers en mer et les sables bitumineux).
En Alberta, le brut non classique est le produit de l’exploitation des gisements de sables bitumineux. Comme il est trop épais pour s’écouler à l’état naturel, il faut utiliser des méthodes spéciales pour l’amener à la surface. On a ensuite recours à des procédés coûteux pour transformer le brut lourd en brut léger et en pétrole synthétique.
Le pétrole léger s’écoule facilement par les puits et les pipelines. Une fois raffiné, il fournit de grandes quantités de carburants de transport tels que l’essence, le carburant diesel et le carburéacteur. Le pétrole brut lourd exige un surcroît de pompage ou de dilution pour s’écouler par les puits et les pipelines, et son raffinage produit plus de mazout de chauffage, mais moins de carburants de transport. Si on mentionne le plus souvent le prix d’un brut léger appelé West Texas Intermediate (WTI), les barils de pétrole brut ne sont pas tous égaux. Les entreprises canadiennes situées en Alberta produisent de plus en plus de barils de pétrole brut lourd — dont le raffinage demande plus de temps et d’énergie — qui se vendent de 10 $US à 20 $US de moins que le baril de WTI.
