Modélisation expérimentale du stockage géologique du CO2 : étude particulière des interfaces entre ciment de puits, roche reservoir et roche couverture

par Emmanuel Jobard

Thèse de doctorat en Géosciences

Sous la direction de Jacques Pironon et de Jérôme Sterpenich.

Le président du jury était Yves Géraud.

Le jury était composé de Antonin Fabbri, Catherine Noiriel.

Les rapporteurs étaient Jordi Bruno, Philippe Gouze.


  • Résumé

    Dans le cadre du stockage géologique de gaz acides, il est impératif de garantir l'intégrité des matériaux sollicités afin d'assurer un confinement pérenne du fluide injecté. Le but de ce travail de thèse est d'étudier, par le biais de modélisations expérimentales, les phénomènes pouvant être responsables de la déstabilisation du système et qui peuvent conduire à des fuites du gaz stocké. Le premier modèle expérimental, appelé COTAGES a permis d'étudier les effets de la déstabilisation thermique provoquée par l'injection d'un gaz à température ambiante dans un réservoir chaud. Ce dispositif a permis de mettre en évidence un transfert de matière important depuis la zone froide (30°C) vers la zone chaude (100°C) conduisant à des modifications des propriétés pétrophysiques. Ces résultats soulignent l'importance de la température d'injection sur la conservation des propriétés d'injectivité du système. Le second modèle, appelé "Sandwich" a permis d'étudier le comportement de l?interface entre la roche couverture (argilite COX) et le ciment de puits. Les expériences batch du modèle Sandwich en présence de CO2 ont permis de mettre en évidence une fracturation de l'interface provoquée par la carbonatation précoce du ciment. Ces résultats soulignent l'importance de l'état initial de la roche couverture dans la séquestration du fluide injecté. Le troisième modèle expérimental est le modèle MIRAGES. Ce dispositif innovant permet d'injecter en continu un flux de CO2 dans un échantillon. Les résultats ont mis en évidence un colmatage partiel de la porosité inter-oolithe à proximité du puits d'injection, ainsi qu'une carbonatation du ciment sous la forme d'un assemblage calcite/aragonite

  • Titre traduit

    Experimental simulation of the geological storage of CO2 : particular study of the interfaces between well cement, reservoir rock and caprock


  • Résumé

    In the framework of the CO2 storage, it is crucial to ensure the integrity of the solicited materials in order to guarantee the permanent confinement of the sequestrated fluids. Using experimental simulation the purpose of this work is to study the mechanisms which could be responsible for the system destabilization and could lead CO2 leakage from the injection well. The first experimental model, called COTAGES allows studying the effects of the thermal destabilisation caused by the injection of a fluid at 25°C in a hotter reservoir (submitted to the geothermal gradient). This device allows demonstrating an important matter transfer from the cold area (30°C) toward the hot area (100°C). These results highlight the importance of the injection temperature on the injectivity properties and on the possible petrophysical evolutions of the near well. The second model, called ?Sandwich?, allow studying the behaviour of the interface between caprock (COX argillite) and well cement. Indeed, interfaces between the different rock and the well materials represent a weakness area (differential reactivity, fracturing?). Batch experiments carried out with this device in presence of CO2 show the fracturing of the interface caused by the early carbonation of the cement. The third experimental model, called MIRAGES is an innovative device which allows injecting continuously CO2 in a core sample. Samples made of Lavoux limestone and well cement reproduce the injection well at 1/20 scale. Results show a partial filling of the inter-oolithic porosity close to the injection well, and also the carbonation of the cement according to an assemblage of calcite/aragonite


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