Injection du CO2 : comportement du puits et du proche puits
Quels sont les processus majeurs susceptibles de provoquer la dégradation de l’injectivité et de l’intégrité du stockage ? Comment le puits communique-t-il avec le proche puits (zone entourant le puits) ?… Autant de questions auxquelles le BRGM s’est efforcé de répondre dans le cadre d’un projet ANR (2007-2011) associant presque une dizaine de partenaires nationaux publics et industriels.
Des impacts négatifs sur l’injectivité et l’intégrité du stockage
L’injection du CO2 dans le réservoir identifié à cet effet, lequel peut se situer à des profondeurs comprises entre 1 500 et 4 000 m environ, n’a rien d’un processus anodin : les impacts sur le puits d’injection et le proche puits, en particulier, peuvent dégrader considérablement l’injectivité et l’intégrité du stockage.
Les solutions qui seront trouvées aux verrous scientifiques et techniques subsistant sur ces questions d’injectivité seront décisives pour l’avenir de la filière industrielle. Le problème est en effet de réussir l’injection dans un réservoir bien ciblé (de 10 m à 50 m d’épaisseur) en maintenant de bonnes performances d’injectivité pendant une durée d’échelle industrielle (20 à 30 ans d’injection) et en sauvegardant l’intégrité du système de stockage.
La tête du puits d’injection de CO2 de Rousse, unique pilote d’injection de CO2 en France.
Deux paramètres clés : la perméabilité et la porosité
En la circonstance, les paramètres clés à prendre en compte sont la perméabilité et la porosité. À l’état initial (avant l’injection), les pores de la roche sont occupés par des saumures (cas des aquifères salés). Lors de l’injection, le CO2 se substitue au moins partiellement à cette eau salée. La perméabilité est directement liée au bon fonctionnement de cette dynamique et la mobilité relative des deux fluides (saumure et CO2). Or la porosité évolue en fonction des réactions géochimiques entre la roche et les fluides, mais aussi des surpressions générées par l’injection de CO2 et les perméabilités relatives évoluent, à leur tour, en fonction de cette même porosité et de la mouillabilité de la roche.
Comprendre les différents mécanismes mis en jeu
Dans ce contexte, le BRGM a commencé par modéliser le système sur la base des connaissances disponibles. Puis son effort s’est porté sur les questions scientifiques non encore résolues, en particulier sur la compréhension des mécanismes qui aboutissent aux réactions géochimiques de dissolution / précipitation des minéraux de la roche notamment.
Le BRGM s’est également penché sur l’impact géomécanique de l’injection sur la porosité (risques de dilatation ou de compression de la roche du fait des surpressions). Les effets thermiques ont été étudiés, car la température du CO2 injecté est généralement inférieure à celle des fluides contenus dans le réservoir. Enfin, il a fallu modéliser le comportement hydraulique (en faisant varier les paramètres de pression d’injection et de débit), ce qui aboutit à une chaîne de couplage plus ou moins formel dit : THM-C (Thermo-hydro-Mécanique/Chimique).
Identifier des paramètres critiques pour la réussite de la filière
Ce travail a été réalisé avec des allers retours continus entre modélisation numérique et expériences de laboratoire. Le BGRM a ainsi pu identifier des paramètres critiques, en particulier le rôle de l’évaporation : celle-ci provoque un assèchement du proche puits donc des dépôts de sels dans les pores, et par voie de conséquence une réduction de la porosité de la roche et au final de la perméabilité. Il s’agit d’un résultat majeur, qui apparaît déterminant pour la réussite future de la filière.
À partir de là, de nouvelles questions se posent : au-delà du système étudié (réservoir dans le bassin de Paris), pour lequel des pistes sont proposées, comment intégrer ce phénomène pour un stockage dans des systèmes similaires ? Quelle serait la typologie de sels la mieux gérable ? etc.
Des programmes d’injection adaptés
Enfin, il va falloir également étudier le rôle des dépôts de sels sur l’intégrité géomécanique du proche puits. Ce sont donc de nouvelles perspectives de recherche : mise au point d’outils numériques prenant en compte toutes les avancées qui viennent d’être décrites, mais aussi exploration de nouveaux concepts généraux et/ou de nouvelles hypothèses sur le stockage de CO2. Quoi qu’il en soit, les programmes d’injection devront impérativement prendre en compte les phénomènes que le BRGM a mis en lumière afin d’identifier les scénarios favorables à un stockage sécurisé et pérenne du CO2 dans le sous-sol géologique.
