Evolution des propriétés de confinement de roches couverture

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Les origines du dérèglement

L’homme, élément perturbateur du cycle naturel du carbone

Dans la publication du Club CO2 de mars 2012, (disponible en ligne (http://www.captage-stockage-valorisation-co2.fr)), le schéma des flux de carbone représente bien la problématique engendrée par les émissions de CO2 anthropogéniques (Figure 3). La végétation, les sols et l’océan sont des puits naturels de carbone capable d’absorber à eux seuls 4.5 milliards de tonnes (Gt) de carbone par an. Le problème est simple : les activités humaines en produisent le double. Les émissions mondiales de CO2 liées aux activités humaines atteignent 30 Gt par an, ce qui correspond à 8,1 Gt de carbone (conversion : 1 tonne de CO2 = 0,27 tonnes de carbone (rapport 12/44)), soit un excédent de 3.6 Gt par an. De plus, l’acidification des océans et la déforestation reflètent et accentuent le problème de la dégradation de la capacité de la nature à capter le CO2 (Pelejero et al., 2010)

Les principaux secteurs d’activité émetteurs de CO2

Dans son rapport de synthèse 2007 des changements climatiques, le GIEC fait le bilan des émissions de GES par secteur d’activité. Comme le montre la Figure 4, les sources anthropogéniques d’émission de GES sont diverses. Elles peuvent être rattachées à six principaux secteurs d’activité : transport, agriculture et sylviculture, industrie, approvisionnement énergétique, bâtiments résidentiels et commerciaux, et traitement des déchets.
Figure 4 : (a) Emissions globales annuelles des GES anthropiques de 1970 à 2004. (b) Part des divers GES anthropiques dans les émissions totales en 2004 en termes de CO 2-éq. (c) Part des divers secteurs dans les émissions totales de GES en 2004 en termes de CO2-éq (la sylviculture inclut la déforestation).
Au niveau mondial, l’approvisionnement énergétique constitue la principale source d’émissions de GES (25.9%), suivie par l’industrie (19.4%) et la sylviculture (17.4%, incluant la déforestation). Le transport (13.1%) et l’agriculture (13.5%) ne sont pas en reste.
L’Agence Internationale de l’énergie (AIE, organisme américain indépendant qui publie chaque année des statistiques sur les émissions de gaz à effet de serre) confirme dans son dernier rapport de 2011 (CO2 emission from fuel combustion) que la production d’électricité et de chaleur est de loin le secteur le plus émetteur de CO2. Les pays tels que l’Australie, la Chine, l’Inde, la Pologne ou l’Afrique du sud produisent encore entre 68 et 94% de leur électricité en brûlant du charbon, une source d’énergie fortement émettrice de CO2.
En ce qui concerne le CO2 émis, tous secteurs d’activités confondus, la combustion d’énergies fossiles telles que le charbon, le pétrole et le gaz représente environ 60% des émissions de CO2.

Responsabilité collective

A l’échelle mondiale, des tentatives politiques de gestion des émissions de CO2 sont en cours (ouverture d’un marché du droit à émettre du CO2). Dans ce contexte, de nombreux outils statistiques sont apparus pour désigner les responsables et ainsi mesurer les échanges internationaux.
Le classement des pays les plus émetteurs de CO2 permet d’identifier les nations fortement industrialisées ou exploitant massivement des énergies fossiles. Ainsi, comme le montre la Figure 5, la Chine est en tête de ce classement, suivi de près par les Etats-Unis avec, pour l’année 2006, des émissions respectives de 6017 et 5902 millions de tonnes de CO2.
Ces chiffres ne suffisent pas à faire porter l’entière responsabilité des émissions de CO2 aux pays les plus émetteurs. Il convient en effet de les comparer avec les études présentant les émissions de carbone par habitant de chaque pays. Dans les cartes interactives publiées sur le blog de The Guardian (http://www.guardian.co.uk), qui exploitent les données de l’AIE, (Figure 6) on découvre ainsi en tête du classement des émissions par habitant le Qatar ou le Bahreïn, des pays moins peuplés mais exploitant leurs ressources en énergie fossile. En effet, un habitant de Doha est, par exemple, le plus gros contributeur de CO2 émis par an avec 53.4 tonnes de carbone. Un Américain, lui, rejette 17.5 tonnes par an soit 3 fois plus qu’un chinois (5.2 t) ou 10 fois plus qu’un Indien (1.4 t). La Chine et l’Inde, souvent pointés du doigt, apparaissent beaucoup moins ’polluants’ au regard de ces statistiques.

Enfin, il est important de souligner qu’aucune de ces études ne peut refléter précisément la réalité car il existe de nombreuses ‘fuites de carbones’. La complexité et l’intensité des échanges internationaux biaisent les données. Les pays exportateurs sont pénalisés. Ils ne sont pas consommateurs de la plupart des produits qu’ils fabriquent et pour lesquels on comptabilise les émissions de CO2 qui leur sont associées.
Le développement économique actuel de la Chine, de l’Inde et des autres pays émergeants ne permet pas d’entrevoir de répit dans l’augmentation de la concentration en CO2 dans l’atmosphère.

Responsabilité individuelle

Un français émet chaque année une dizaine de tonnes d’équivalent C02 par an (chiffre Ademe) soit environ 2,8 tonnes d’équivalent carbone (rapport 12/44). J’ai souhaité faire le bilan carbone de mes trois années de thèse grâce au site Δ°C (http://www.calculateurcarbone.org). Le résultat est visible en annexe 1. Je me situe au-dessus de la moyenne française avec 3 tonnes d’équivalent carbone par an. J’imaginais avoir un bilan moins conséquent, au vu de mes engagements dans ma manière de consommer (privilégier les aliments d’agriculture biologique, de saison et de proximité, réduire ma consommation de viande à 2 fois par semaine, pratiquer le covoiturage, etc..). Le transport reste le principal poste responsable de mon bilan mitigé et représente plus des 2/3 de mes émissions (allers-retours en avion pour les différents congrès et en voiture vers la Picardie).

Lutter contre le réchauffement climatique

Le GIEC énumère plusieurs recommandations par secteur d’activité afin de réduire les émissions de dioxyde de carbone dans l’atmosphère. Il prend en compte les technologies déjà disponibles mais également celles qui le seront en 2030.
Dans le secteur de l’énergie, le plus émetteur de GES, le GIEC recommande l’amélioration de l’efficacité de la production et de la distribution d’énergie, le développement d’énergies et de chaleurs renouvelables (hydroélectricité, solaire, éolien, géothermie et biomasse) et propose la séquestration du carbone comme technologie disponible en 2030 pour les installations fonctionnant au gaz, à la biomasse et au charbon.
Dans le secteur du transport (public ou privé), le GIEC encourage le développement de véhicules plus efficaces en matière de consommation énergétique (véhicules hydrides, diesel plus propre…)
Pour le bâtiment, les efforts doivent se concentrer sur l’optimisation de l’éclairage, de l’isolation, du chauffage et du rafraichissement des installations. D’ici 2030, la conception des bâtiments devrait prendre en compte l’utilisation de technologies intégrées comme le solaire photovoltaïque.
Dans le secteur de l’industrie, le GIEC souligne que les procédés visant à récupérer la chaleur sont déjà disponibles et propose d’ici 2030 le stockage du carbone pour les industries émettant le plus de CO2 (cimenteries).
En agriculture, le GIEC plaide pour une gestion améliorée des terres, des récoltes et des pâturages ainsi que la restauration des tourbières cultivées.

Les réservoirs envisagés

Comme le montre la Figure 8, les veines de charbons non-exploitables, les gisements de pétrole et de gaz en fin d’exploitation ou encore les aquifères salins profonds sont les principaux réservoirs envisagés pour accueillir le dioxyde de carbone et le stocker indéfiniment dans le sous-sol. L’injection océanique est désormais mise à l’écart. Les mécanismes à grande échelle et l’impact sur le milieu marin sont encore mal connus pour envisager une application prochaine. La dissolution du CO2 s’accompagne d’une acidification du milieu qui pourrait aggraver l’acidification des océans et bien sûr la situation des écosystèmes déjà fragilisés (Pelejero et al., 2010).

Les gisements d’hydrocarbures et de gaz

De tous les réservoirs envisagés, les gisements d’hydrocarbures et de gaz en fin d’exploitation sont les réservoirs présentant le plus d’avantages. En effet, l’injection de CO2 dans un réservoir d’hydrocarbure diminue la viscosité du pétrole et son extraction est ainsi améliorée de 10 à 15% (Figure 9). Ce procédé est connu sous le nom d’EOR, Enhanced Oil recovery (Holt et al., 1995). Ce moyen de valoriser le CO2 est une technique bien connue des pétroliers qui leur permet d’exploiter au maximum leurs gisements de pétrole. De plus, pour les sites épuisés, l’espace laissé libre par l’extraction des gaz et hydrocarbures pourrait créer d’éventuels défauts structurels. L’injection de CO2 dans ces réservoirs permettrait de rétablir la pression antérieure à l’exploitation des ressources (Van Der Mer, 2005). L’autre avantage non négligeable de la réutilisation des sites d’extraction de gaz ou de pétrole est que ces sites sont déjà équipés de puits qui pourraient être réutilisés en tant que puits d’injection (Hitchon et al., 1999). La capacité mondiale de stockage de ces réservoirs est estimée à 1 000 milliards de tonnes (Gt) de CO2. Le stockage dans les gisements de pétrole et de gaz naturel pourrait permettre de piéger le tiers des émissions mondiales pendant un siècle.

Les veines de charbon inexploitables

Les veines de charbon inexploitables sont également des réservoirs potentiels qui rendent possible une valorisation du CO2. Dans ce cas, la valorisation du CO2 est basée sur la méthode dite ECBM (Enhanced Coal Bed Methane), que l’on appelle en français « récupération assistée de gaz » (Bachu, 2000). En effet, les veines de charbon renferment une grande quantité de méthane (combustible moins nocif que le charbon ou le pétrole) et l’affinité qu’a le charbon pour le CO2 (Voormeij et Simandl, 2003) rend possible l’extraction du méthane (jusqu’à 90% présent initialement dans la veine de charbon). Cependant, le charbon étant lui-même peu perméable, l’injection de CO2 et la récupération du méthane demanderaient la multiplication des puits. Le volume de stockage dans ce type de réservoir dans le monde est estimé entre 3 et 200 Gt (IPCC, 2005)

Les aquifères salins profonds

Les aquifères salins sont des horizons géologiques gorgés d’eau salée impropre à la consommation. Ces réservoirs, tout comme les réservoir s d’hydrocarbures, présentent l’avantage d’être déjà des sites de stockage naturels qui ont emprisonné l’eau salée sur de longues périodes de temps géologiques. De plus, ils sont présents sur toute la surface du globe, ce qui permettrait d’injecter le dioxyde de carbone non loin des sites d’émission (Hitchon et al., 1999). Cependant, ces aquifères ont été très peu étudiés du fait du faible intérêt économique qu’ils représentent. Un important travail de recherche et de caractérisation reste à réaliser (Rojey et Torp, 2005). La capacité de stockage dans les aquifères salins est néanmoins gigantesque et estimée par le GIEC entre 1000 et 10 000 Gt de CO2 (IPCC, 2005).

Les nouveaux concepts

D’autres solutions continuent d’être envisagées pour stocker le CO2. L’Institut de Physique du Globe de Paris et le BRGM explorent actuellement l’éventualité d’un stockage de CO2 dans les roches basiques ou ultrabasiques (INERIS, 2010). Ils s’appuient sur l’observation du processus de formation des roches carbonatées dans la nature. En effet, ces roches doivent leur naissance à une série d’interactions diverses (altération superficielle, circulation d’eau souterraine, activité hydrothermale) entre un fluide aqueux, plus ou moins chargé en CO2, et des fragments de roches silicatées enrichies en calcium et magnésium. En présence de CO2, calcium et magnésium vont réagir pour précipiter sous forme de carbonates. Ces réactions, bien connues des géologues, peuvent être reproduites artificiellement. Les capacités de stockage de ces solutions alternatives sont loin d’être aussi importantes que celles des aquifères salins, des réservoirs pétroliers et gaziers ou des veines de charbon, mais elles restent non négligeables car une fois minéralisé, le CO2 se retrouve dans l’incapacité de migrer. Sur le plan pétrographique, les roches candidates devront être riches en cations, ce qui va généralement de pair avec une pauvreté en silice. On distingue ainsi les roches basiques (basaltes, phonolites, ophiolites, gabbros, etc.) et les roches ultrabasiques, encore plus pauvres en silice, comme les péridotites ou les serpentinites.

Les mécanismes de piégeage

Le CO2 est injecté à l’état gazeux ou bien comprimé sous forme dite « supercritique » (température supérieure à 31 ° et pression supérieure à 73 bar) c’est-à-dire avec des propriétés idéales pour être transporté (viscosité d’un gaz) et stocké (densité d’un liquide). Cependant, avec un volume spécifique d’environ 0,5 m3.kg-1 il reste sensiblement plus léger que l’eau ionisée présente dans l’aquifère. Dans un premier temps, le CO2 va migrer à la verticale pour ensuit s’accumuler sous la roche « couverture ». Des mécanismes naturels se mettent en œuvre et contribuent à différentes échelles à la séquestration permanente du CO2 et assurent la sécurité du stockage (Figure 11). En effet, l’accumulation du CO2 sous la roche-couverture (piégeage structurel), son immobilisation dans les pores (piégeage résiduel), sa dissolution dans l’eau (piégeage par solubilité), et enfin sa minéralisation (piégeage minéral) devraient minimiser tous risques d’accident à proximité ou loin des sites d’injection.

Le piégeage structurel

Le piégeage structurel est le plus important de tous. Il est assuré par la présence, au-dessus du réservoir hôte, d’une couche de roche très peu perméable et très peu poreuse. Ce sont les roches- couvertures, « cap-rocks » en anglais. Le CO2 s’accumule sous la roche-couverture dont les caractéristiques physiques empêchent la migration du CO2 vers la surface. Bentham et al. (2005) distinguent deux types de piégeages structurels : le piégeage confiné et le piégeage non-confiné que Bachaud (2010) appelle stockage structurel ouvert et stockage structurel fermé (Figure 12). Dans le cas de droite, le CO2 est emprisonné sous un dôme (conséquence géologique d’un anticlinal). Dans ce cas, le gaz reste en contact avec la roche-couverture. La caractérisation de la roche-couverture ainsi que la connaissance sur son comportement après l’injection sont primordiales : la présence de fracture peut, par exemple, réduire l’intégrité de la roche-couverture. Dans le cas de gauche, le gaz injecté se retrouve libre et plaqué contre la roche-couverture (densité de 0,5 m3.kg-1) comme une bulle d’air dans un niveau. Cette bulle peut migrer latéralement de part et d’autre du puits d’injection. Dans ce cas, les autres mécanismes de piégeage sont sollicités pour séquestrer le CO2. En effet, le gaz va explorer un plus grand réseau poreux et favoriser le piégeage résiduel. L’allongement de la ‘bulle’ augmente la surface de contact entre le gaz et l’eau du réservoir, ce qui favorise le piégeage par dissolution. En revanche, les distances et les directions parcourues par la poche de gaz sont difficiles à prédire (Bachu, 2000).

Le piégeage résiduel ou capillaire

Le piégeage résiduel représente le premier frein à la migration du CO2 vers une éventuelle sortie. En effet, le CO2 injecté sous la forme supercritique ou gazeux migre vers le toit du réservoir (densité plus faible que l’eau), sous la roche-couverture, et suit généralement le sens d’écoulement de l’aquifère de l’horizon de stockage. Cette migration se fait par le réseau poreux du réservoir. Ainsi, une grande quantité de CO2 (environ 20% du volume total) se retrouve piégée dans les interstices du réservoir (Bradshaw et al., 2007). Plus le CO2 initial parcourt de distance avant d’être stoppé par un obstacle naturel et plus la part du piégeage capillaire est importante.

Le piégeage par dissolution

Au cours du temps, le CO2 piégé dans la roche-réservoir se dissout peu à peu dans l’eau. C’est le piégeage par dissolution. L’eau chargée en CO2 dissous (jusqu’à 44 g/l), plus lourde que l’eau environnante, va donc migrer au fond du réservoir (IPCC, 2005). Une interface eau-gaz associée à une vitesse d’écoulement plus grande dans le réservoir vont permettre une plus grande dissolution du gaz dans l’eau du réservoir. Le CO2 ainsi dissous a peu de chance de remonter sous forme gazeuse à la surface. Cependant, la dissolution du CO2 dans l’eau présente un risque d’acidification du milieu. Des réactions chimiques (précipitation /dissolution) peuvent avoir lieu au sein du réservoir mais également au niveau des roches-couverture (Appelo et al., 2004). Nous traiterons cette problématique dans le Chapitre 1.3:Risques liés au stockage de CO2.

Le piégeage minéralogique

Comme mentionné dans le paragraphe précédent sur le piégeage par dissolution, des réactions chimiques avec la roche-hôte et/ou couverture transformeront alors ce CO2 dissous en minéraux carbonatés. On parle de piégeage minéral mais ceci ne concerne qu’une échelle de temps de plusieurs milliers d’années. C’est pourquoi de nombreuses études sont menées sur des injections de CO2 à l’intérieur de roches basaltiques riches en magnésium, favorables à la précipitation de minéraux carbonatés (§1.2.2.4 Les nouveaux concepts).

Exemples de projets CSC

Sur le site internet SCCS (Scottish Carbon Capture and Storage, http://www.sccs.org.uk), une carte interactive repère et inventorie tous les projets CSC existants, pilotes ou en développement dans le monde (Figure 13). Le mode de captage, le type de réservoir, l’éventualité d’une valorisation du CO2 et les financements sont, par exemple, des données disponibles sur leur site.
On remarque sur cette carte que la plupart des projets pilotes CSC sont réalisés en Amérique du Nord et en Europe. La Chine, l’Australie ainsi que les pays producteurs de gaz et d’hydrocarbure, comme le Qatar et le Bahreïn, portent généralement des projets de CSVC. Sur les 234 projets de stockage comptabilisés en 2007, trois exemples de stockage ont retenus notre attention : le projet Weyburn au Canada, le projet Sleipner en mer du Nord, et celui de Lacq en France.

Le projet Weyburn au Canada

Le Projet Weyburn au Canada est un site pilote combinant depuis 2000 le stockage de CO2 et la récupération assistée de pétrole. L’Agence Internationale de l’Energie (AIE) y a ensuite développé un projet de recherche ayant pour objectif d’étudier le stockage géologique du CO2 dans un réservoir pétrolier et d’examiner la possibilité de concilier récupération de pétrole et stockage à long terme. La première phase du projet (2001-2004) a déjà permis d’obtenir des résultats dans le domaine de la modélisation et de la surveillance du CO2 dans le sous-sol ainsi que dans le domaine de l’évaluation des performances et des risques du stockage. La deuxième phase (2005-2011) visait à réaliser un guide portant à la fois sur les aspects techniques et réglementaires du stockage du CO2.

Le projet Sleipner en mer du nord

Sleipner a été le premier projet au monde à mettre en oeuvre le procédé CCS en condition offshore. Sleipner est une plateforme gazière où Statoil exploite une ressource de gaz naturel : le méthane. Ce gaz naturel contient environ 9% de CO2. Le but du projet est donc de séparer le CO2 contenu dans le méthane et de le réinjecter dans l’aquifère salin (appelé Utsira) situé à 1000 mètres en-dessous du plancher de la mer (Figure 14)

Ciblage des risques liés au stockage de CO2

Le risque majeur dans le cas d’un stockage géologique est bien évidemment le risque de fuites. La roche-couverture est le principal rempart à toute migration du gaz vers les couches géologiques supérieures et vers la surface. Il est donc important de cibler ses points de faiblesse afin d’anticiper et de remédier à d’éventuelles fuites.

Les points de faiblesse des sites de stockage

Bien que les mécanismes de fuite soient spécifiques à chaque réservoir, il est possible d’identifier quelques types majeurs d’événements ou de situation à l’origine de fuites (INERIS, 2010):
– La survenue d’évènements naturels sismiques ou volcaniques
– La fragilité de la roche-couverture, à cause de sa minéralogie ou bien de l’existence de zones fracturées ou de failles naturelles permettant des connections entre le réservoir et les couches géologiques supérieures
– La présence de forages mal construits, mal scellés, voire même oubliés pourrait alors servir de véritables courts-circuits vers la surface. Celia et al. (2005) citent l’exemple de la Province d’Alberta (Canada), où plus de 350 000 puits ont été répertoriés en 2005 et où l’on perce 15 000 nouveaux puits chaque année. Ils signalent notamment qu’une proportion significative de puits est abandonnée sans aucune surveillance.
Les sites de stockage, et en particulier les roches-couvertures, montrent ainsi trois zones de faiblesse résumées dans le rapport de CO2, Géonet de 2008, permettant d’éventuelles fuites vers la surface (Figure 16).
Ces points de faiblesse, potentiellement responsables de fuites, peuvent être regroupés en deux catégories. La première catégorie regroupe tous les phénomènes de corrosion des éléments constitutifs des puits d’injections (cimentation, tubage, cuvelage, équipement) (INERIS, 2010). La deuxième catégorie concerne tous les mécanismes de dégradation liés à des perturbations mécaniques, hydrauliques, thermiques ou chimiques appelés THMC (thermo-hydro-mécano-chimique) survenant au cours du creusement et de l’équipement du puits ou pendant les phases d’injection et de post-injection du CO2. Les processus physico-chimiques de dégradation seront détaillés dans le Chapitre 1.4: Conséquences d’une injection de CO2 sur une roche-couverture de type argilite et sur ses points de faiblesse.

Les fuites liées aux puits d’injection

Les risques de fuites liées aux puits d’injection dépendent de plusieurs facteurs (INERIS, 2010). Tout d’abord, l’architecture du puits doit être en parfaite adéquation avec les couches géologiques qu’il traverse. Les couches géologiques les plus vulnérables traversées par le puits doivent avoir une protection adaptée. Ensuite, les puits et les éléments employés (tête de puits etc.) doivent être composés de matériaux compatibles avec une injection de CO2 et doivent être aptes à supporter les pressions, les volumes et les températures maximales envisagées dans le stockage. Enfin, les puits doivent montrer une étanchéité sur le long terme pour tous les éléments le constituant. La Figure 17 schématise les différentes possibilités de fuite le long d’un puits. Des dégradations peuvent survenir au niveau des ciments (bouchon et autour du cuvelage (c)), au niveau du cuvelage(d), au niveau des interfaces entre le ciment et l’argile (f), entre le ciment et le tubage (a) et (b).

Les fuites liées aux THMC

Les perturbations de nature thermo-hydro-mécano-chimique (THMC) susceptibles de provoquer des fuites (INERIS, 2010) concernent principalement les perturbations de la roche-réservoir et des fluides qui l’imprègnent. Elles impactent également au niveau de la roche couverture. Elles pourraient être directement induites par :
– l’injection du CO2 à l’état supercritique ;
– les impuretés associées au CO2 lors de son captage : O2, SOx, NOx, etc ;
– les réactions chimiques avec la roche, la matière organique ou les minéraux présents en profondeur, y compris des éléments-traces tels que des métaux lourds ou actinides (dissolution ou précipitation de la roche-réservoir/couverture, variation de porosité ou fissuration, remobilisation d’éléments-traces).

Les risques associés aux fuites de CO2: types de fuite

La Figure 18, présentée dans le rapport n°1 de l’INERIS, résume assez bien l’ensemble des risques associés aux fuites de CO2. En effet, la corrosion des puits d’injection, l’altération de la roche-couverture, la présence de failles naturelles ou encore la migration horizontale lointaine du CO2 peuvent amener à une contamination d’un aquifère supérieur et/ou à une fuite vers la surface. Les fuites peuvent alors être de deux types : soudaines ou diffuses.

Les traceurs et leur quantification

Les traceurs radioactifs, tritium & chlore-36

Les éléments radioactifs sont généralement utilisés en tant que traceurs dans les domaines médicaux et environnementaux car le rayonnement des particules radioactives est facilement détectable, même en petite quantité. Ici le tritium, qui émet des rayons béta, est utilisé en tant que traceur de l’eau. En effet le tritium (3H, noté T), un isotope naturel de l’hydrogène, va se combiner avec les molécules d’eau pour diffuser sous la forme HTO (molécule d’eau ayant un atome 1H et un 3H). Sous cette forme, le tritium est alors capable de diffuser partout où la molécule d’eau passe. On dit alors que le tritium est le traceur de l’eau diffusant dans toute la porosité. Dans cette étude, la concentration de tritium injectée dans le réservoir amont est de l’ordre de 2000 Bq.mL-1 (becquerel par millilitre).
Le chlore-36 est un des isotopes radioactifs du chlore. C’est un émetteur béta, qui se trouve sous forme de chlorure De par sa charge négative, le chlore-36 ne va circuler qu’au travers de pores suffisamment larges, étant exclu des zones situées près des surfaces des argiles chargées négativement. Il est utilisé ici en tant que traceur des anions. Dans cette étude, la concentration de chlore-36 injectée en amont est de l’ordre de 2000 Bq.mL-1.
Les analyses du tritium et du 36Cl sont réalisées par scintillation liquide à l’aide d’un compteur Packard Tricarb 2500. Un millilitre d’échantillon (ou pour les fortes activités, 0,15 mL Stockage géologique du CO2, confinement des roches couvertures Guillaume Berthe, thèse 2012 d’échantillon + 0,85 mL d’eau déionisée) dans 4 mL de scintillant Ultima GoldTM sont nécessaires à la mesure. L’étalonnage des courbes de « quenching » a été adapté à un double marquage (HTO, Cl-36). Dans le cas des traceurs radioactifs, l’équation du calcul du flux peut se calculer directement avec l’activité mesurée dans chacun des réservoirs en (Bq.m-3).

Le suivi chimique des réservoirs

La mesure de pression de CO2

La pression de gaz (CO2 ou mélange N/CO2) appliquée dans les différents réservoirs est réglée à l’aide d’un manomètre classique à membrane. Dans certains cas, la pression a été vérifiée à l’aide d’un vacuomètre digital ebro-VM 2000® (précision± 0,3 % ± 1 unité de la plage de mesures).

La prise de pH

La mesure du pH est réalisée au moyen d’une sonde avec capteurs électroniques ISFET (transistor à effet de champ sensible aux ions) branché sur un pH-mètre IQ160 Scientific Instrument ®. C’est une sonde dite « de terrain », et contrairement aux sondes en verre échangeuses d’ion, elle présente l’avantage de ne pas échanger d’ions avec la solution. Une calibration avant chaque prise de pH a été réalisée avec les 3 solutions tampons de Schott instrument ® à pH 6,87 et 9,18 et 4,01 à 25°C.

La chromatographie

Les cations majeurs (Ca2+, K+, Mg2+ et Na+) sont analysés par chromatographie ionique (Dionex 120). Les cations ont été séparés sur une colonne Dionex IonPac® CS12A avec un éluant MSA (Acide Méthane Sulfonique) à 20 mM et à un débit de 1 mL/min. La détection des cations s’effectue à la sortie de la colonne par un conductimètre couplé à un auto-suppresseur CSRS®- ULTRA.
Les anions majeurs (Cl- et SO42-) et le traceur (Br-) sont analysés par chromatographie ionique (Dionex 500). Les anions sont séparés sur une colonne Dionex IonPac® AS14 avec un éluant NaOH (soude) à 16 mM et à un débit de 1,2 mL/min. La détection des anions s’effectue à la sortie de la colonne par un conductimètre couplé à un auto-suppresseur ASRS®-ULTRA.
Les chromatographes obtenus par les deux chromatographies ioniques sont traités par le logiciel Chroméléon®. La précision de mesure sur ces deux chromatographies est de 5%.

L’alcalinité

L’alcalinité a été mesurée par spectrophotométrie U.V., grâce au protocole élaboré d’après Sarazin et al. (1999). Une gamme étalon est préparée à partir d’une solution mère de carbonate de sodium [Na2CO3] à 30mM. La solution dosante (colorante) est un mélange d’acide formique [HCOOH] à 0,1M et de bleu de bromophénol [BBP] à 0,5g.l-1. La solution dosante (acide) va colorer la solution à doser (gamme étalon et échantillons) selon sa teneur en carbonate (du jaune au bleu). Le spectrophotomètre UV-vis VARIAN® Cary 500 va enregistrer l’absorbance des solutions colorées à différentes longueurs d’ondes comprises entre 350 et 650 nm. L’exploitation des spectres d’absorption (gamme étalon et échantillons) permet la détermination de la teneur en carbonate à plus ou moins 5%.

Les analyses sur solide et analyses post-mortem

La diffraction de rayons X

La Diffraction de Rayons X (DRX) est utilisée dans le cas présent pour caractériser qualitativement les évolutions minéralogiques dans les solides. Dans cette étude, des diffractogrammes ont été réalisés sur poudre et sur solide. Pour les échantillons en poudre, les analyses ont été réalisées au L3MR (CEA-Saclay) sur un diffractomètre INEL équipé d’un goniomètre avec compteur courbe. La radiation utilisée est une radiation Cu Kα (λ = 1.5405Å). Pour les caractérisations réalisées sur solide, les diffractogrammes ont été réalisé au LECBA (CEA-Saclay). Les données sont collectées en utilisant un diffractomètre X’Pert PANalytical, associé à un détecteur X’Celerator. La radiation utilisée est une radiation Cu Kα (λ = 1.5405Å). Les temps d’acquisition de la totalité des diffractogrammes sont d’environ 20 à 30 minutes.

La microtomographie-X

La microtomographie est une technique non-destructive et tridimensionnelle qui permet la visualisation et la caractérisation de la structure interne d’un matériau en fonction des différentes densités des éléments le composant. Dans notre étude, elle permettra de visualiser l’impact du CO2 à l’intérieur des échantillons. Son principe repose sur l’analyse de l’interaction d’un faisceau de rayons X avec la matière par l’enregistrement, sous la formes de radiographies, du rayonnement transmis après la traversée d’un objet. Ces données permettent par la suite la reconstruction numérique en 3D en niveau de gris de l’échantillon. La visualisation volumique permet donc la pénétration virtuelle d’un objet et la découverte de sa structure et de sa structure interne. L’analyse des échantillons a été réalisée sur un système de microtomographie de laboratoire, Viscom X8050-16 (VISCOM AG) à l’Université de Poitiers. Il s’agit d’un système dit « multi-échelles » permettant de scanner des objets de petite à moyenne taille (quelques millimètres à 30 cm de diamètre) sur un champ de vue de 10 cm à 5 mm et ce, à des résolutions allant de 5 microns théoriques à la centaine de microns. Ce système se compose d’un canon à rayons X générant un faisceau polychromatique conique et d’un détecteur plan composé d’un scintillateur intensifieur (3 modes) et d’une caméra CCD. Dans nos conditions expérimentales (géometrie, matériaux), la résolution théorique a été estimée à 55,647 µm.
L’étape de reconstruction est réalisée avec le logiciel DigiCT v2.4.2 (@Digisens). La détermination des paramètres géométriques de l’acquisition, nécessaires à la reconstruction par retro-projection filtrée, est réalisée en scannant une mire de calibration certifiée (AM2008-817; Annecy Metrology) dans les mêmes conditions que les échantillons de membranes.
Des corrections du signal (correction par l’enregistrement du faisceau blanc, faisceau sans échantillon et du faisceau noir, enregistrement du bruit électronique de la caméra) ont également été réalisées afin de réduire les fluctuations d’efficacité du détecteur, notamment les variations d’enregistrement du signal entre chaque pixel de la caméra CCD. Une étape de réduction des artefacts en anneaux a également été réalisée sur les sinogrammes à l’aide d’un filtre par moyenne glissante (macro développée par D. Prêt ; Lab. Hydrasa).

Table des matières

Introduction générale
Partie 1: Positionnement du problème
Chapitre 1.1: Contexte
1.1.1 Le CO2 et le réchauffement climatique
1.1.2 Les origines du dérèglement
1.1.3 Lutter contre le réchauffement climatique
1.1.4 Conclusion
Chapitre 1.2: Le stockage géologique du CO2
1.2.1 Le principe du stockage géologique du CO2
1.2.2 Les réservoirs envisagés
1.2.3 Les mécanismes de piégeage
1.2.4 Exemples de projets CSC
1.2.5 Conclusion
Chapitre 1.3: Risques liés au stockage de CO2
1.3.1 Ciblage des risques liés au stockage de CO2
1.3.2 Généralité sur le CO2
1.3.3 Comportement du CO2 en condition de stockage
1.3.4 Conclusion
Chapitre 1.4: Conséquences d’une injection de CO2 sur une roche-couverture de type argilite et sur ses points de faiblesse
1.4.1 Caractéristiques d’une roche-couverture de type argilite
1.4.2 Conséquences d’une injection de CO2 sur des argilites de minéralogie différente 50
1.4.3 Conséquences d’une injection de CO2 sur des fractures naturelles
1.4.4 Conséquences d’une injection de CO2 sur la cimentation des puits d’injection
1.4.5 Conséquences d’une injection de CO2 au niveau de l’interface argilite-ciment
1.4.6 Conclusion
Chapitre 1.5: L’anticipation des risques par la modélisation numérique
1.5.1 Equilibres réactionnels
1.5.2 Cinétiques réactionnelles
1.5.3 Le couplage chimie-transport
1.5.4 Conclusion
Chapitre 1.6: Conclusion et démarche adoptée
Partie 2: Matériels et méthodes
Chapitre 2.1: Protocoles expérimentaux
2.1.1 Principe de la diffusion traversante (through-diffusion)
2.1.2 Les traceurs et leur quantification
2.1.3 Le suivi chimique des réservoirs
2.1.4 Les analyses sur solide et analyses post-mortem
Chapitre 2.2: Le site de Tournemire
2.2.1 Présentation du laboratoire souterrain
2.2.2 La minéralogie le long du profil argileux
2.2.3 Les propriétés de transport le long du profil argileux
Chapitre 2.3: Les matériaux choisis
2.3.1 Trois argilites de minéralogie différente du forage PH4
2.3.2 Les fissures remplies de calcite du forage TD3
2.3.3 Forage TD4 parallèle à la stratification du Toarcien Supérieur
2.3.4 Comparaison minéralogique des trois forages, DRX
2.3.5 Les ciments : Oil Well Cement
Chapitre 2.4: Des montages adaptés aux contraintes expérimentales
2.4.1 Adaptation de l’expérience de through-diffusion
2.4.2 Adaptation des cellules de diffusion
Chapitre 2.5: Les échantillons et protocoles associés
2.5.1 Protocole de préparation des échantillons
2.5.2 Les eaux d’équilibration
2.5.3 Tester trois minéralogies différentes : les échantillons d’argilite du forage PH4
2.5.4 Tester les fissures naturelles : les échantillons d’argilite fissurée, la calcite pure et les proches-fissure du forage TD3
2.5.5 Tester les fissures artificielles : les échantillons de pâte de ciment (Oil Well Cement) et les échantillons d’interface argilite-ciment
2.5.6 Le Toarcien supérieur, parallèle à la stratification (forage, TD4) en complément des trois points de faiblesse des roches-couverture étudiées
Chapitre 2.6: Conclusion
Partie 3: Evolution des propriétés de confinement de roches couverture : effet de la minéralogie
Chapitre 3.1: Caractérisation des propriétés de transport associées aux différents matériaux 99
3.1.1 Matériaux altérés
3.1.2 Discussions sur les évolutions des propriétés de transport
Chapitre 3.2: Evolutions chimiques des solutions
3.2.1 En conditions à l’équilibre
3.2.2 En condition d’attaque acide
3.2.3 Discussion
Chapitre 3.3: Les observations post-mortem
3.3.1 Observations à l’interface argilite-sikadur®
3.3.2 Observations du Toarcien Supérieur altéré [cellule TOAR(jaune)]
3.3.3 Observations des Schistes Cartons altérés [cellule SC.CO2 (épaisseur/2)]
3.3.4 Observations du Domérien altéré [cellule DOM.CO2 (attaque successives)]
3.3.5 Discussions
Chapitre 3.4: Modélisations
3.4.1 Modélisation des propriétés de transport en fonction des observations postmortem
3.4.2 Modélisation chimie transport
Chapitre 3.5: Discussions et conclusion générale de la partie III
Partie 4: Evolutions des propriétés de confinement d’une roche couverture de type-argilite recoupée par une fissure remplie de calcite
Chapitre 4.1: Caractérisation des propriétés de confinement des matériaux
4.1.1 Les matériaux sains
4.1.2 Les matériaux altérés
4.1.3 Discussions sur les évolutions des paramètres de transport
Chapitre 4.2: Evolution chimique des solutions
4.2.1 En condition d’équilibre
4.2.2 En condition acide
4.2.3 Discussions sur les évolutions chimique des réservoirs
Chapitre 4.3: Les observations post-mortem
4.3.1 Observations post-mortem de l’échantillon du Toarcien Supérieur recoupé par une fissure remplie de calcite [cellule TOAR PEEK TD3.2]
4.3.2 Discussions sur les observations post-mortem
Chapitre 4.4: Conclusion de la partie IV
Partie 5: Evolutions des propriétés de confinement d’une roche couverture type-argilite : test des fissures artificielles (fissures remplies de pâte de ciment OWC)
Chapitre 5.1: Caractérisation des propriétés de transport associées aux matériaux
5.1.1 Les matériaux sains : pâte de ciment OWC
5.1.2 Les matériaux altérés
5.1.3 Discussions sur les évolutions de propriétés de transport
Chapitre 5.2: Evolution chimique des solutions
5.2.1 Evolution des solutions des pâtes de ciment OWC
5.2.2 Evolution chimique des solutions prélevées dans les réservoirs amont et aval des cellules testant des échantillons représentant l’interface argilite-ciment (échantillons d’argilite recoupés par un sillon rempli de pâte de ciment)
5.2.3 Discussions sur les évolutions chimiques des réservoirs
Chapitre 5.3: Les observations post-mortem
5.3.1 Observations sur les pâtes de ciment OWC
5.3.2 Observations post-mortem de l’échantillon du Toarcien Supérieur recoupé par une fissure remplie de pâte de ciment [cellule TOAR PEEK TD3.2]
5.3.3 Discussion des observations post-mortem
Chapitre 5.4: Modélisation
5.4.1 Modélisation de l’évolution des paramètres de transport
5.4.2 Modélisation chimie-transport
Chapitre 5.5: Discussion et conclusion générale de la partie V
Conclusion générale
Références bibliographiques

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