Stockage géologique du CO2

Responsables

Teddy FEN-CHONG et Jean-Michel PEREIRA (Ifsttar/MAST/Navier)            

Enjeux et objectifs

Le stockage géologique de CO2 constitue l’une des solutions privilégiées pour réduire les émissions de gaz à effets de serre vers l’atmosphère. Si cette solution possède un haut potentiel économique, sa viabilité requiert encore une compréhension fine des conséquences à court et long terme de l’injection de CO2 dans des formations géologiques (réservoirs épuisés de pétrole et de gaz, veines de charbon inexploitables, aquifères salins profonds) à grande profondeur sur une période très longue (jusqu’à mille ans). Cette Opération de Recherche se focalise sur le risque de fuite du CO2 hors du réservoir, constituant un danger potentiel pour la population, les écosystèmes et les eaux souterraines, et sur l'évolution de l'injectivité lors de la période d'injection du CO2, sa diminution pouvant entraver la pérennité économique et technique de l’opération de stockage.

Sujets traités

Evaluation des risques de remontée du CO2 injecté vers la surface

On s’efforce d’estimer dans quelle mesure le CO2 injecté est susceptible de s’échapper de la roche réservoir en remontant vers la surface, au travers de micro-fissures en milieu poreux (pré-existantes ou induites par cristallisation, de sels dans les aquifères salins par exemple) ; de la dégradation du ciment, suite à son hydratation sous confinement, avant injection du CO2 ; de l’altération du ciment, suite aux attaques acides, après injection du CO2 ; ou encore par le biais des discontinuités géologiques naturelles ou artificielles.

Evolution de l'injectivité du réservoir au cours du processus d'injection

On cherche à prédire dans quel sens l’injectivité du milieu séquestrant, définie comme le débit de CO2 injecté à une pression donnée qui doit être inférieure à la pression de fracturation du milieu, peut évoluer pendant la période d’injection de CO2. L’un des paramètres en jeu sur lequel se focalise ce sujet concerne ainsi la perméabilité au CO2 dans les veines de charbon et dans les aquifères salins profonds.

Partenariats

  • BRGM, ADEME, ANR, CNRS.
  • Chaire d'enseignement et de recherche CTSC "Capture, Transport et Stockage du CO2".
  • Conseil Général de Seine-et-Marne (CG77), TOTAL, OXAND, SCHLUMBERGER.
  • ENTPE (Laboratoire Géomatériaux, Antonin FABBRI).

Produits principaux visés

  • Matériels et méthodes d’essais :
    • Mesure de perméabilité relative au CO2.
    • Mesure du comportement mécanique au cisaillement et de la perméabilité de discontinuités géologiques ou structurelles.
  • Code de calcul par éléments finis / volumes finis, BIL (logiciel libre) : transport de CO2 couplé à la géochimie et la mécanique.
  • Rapport de synthèse ERLPC, articles dans revues du WoS, congrès.

 

Thèses associées

- 2 thèses LCPC/BRGM, 1 thèse LCPC/CG77
- 3 thèses ENPC, 1 thèse ENPC/ENTPE, 1 thèse ENPC/LCPC/CIFRE.