Le stockage géologique de CO2 modélisé

Migration du CO2

Exemple de migration du COsur le site de Sleipner en Norvège sur une période de 12 ans. (courtesy of Statoil)

Des chercheurs d’IFP Energies nouvelles ont amélioré la modélisation des mouvements de CO2 stocké sur différents sites ainsi que de l’évolution du champ de pression s’exerçant dans ces zones. Leurs recherches, effectuées dans le cadre du projet européen CO2ReMoVe, contribuent au développement de méthodes permettant de mieux appréhender les performances des sites de stockage de CO2 pour en renforcer la sûreté.

CO2ReMoVe, un projet pour mieux maîtriser le stockage géologique du CO2

Le CO2 est, hormis la vapeur d’eau, le gaz à effet de serre majoritairement émis dans l’atmosphère par les activités humaines. A ce titre, l’équivalent carbone (eq CO2), aussi appelé « potentiel de réchauffement global » (PRG), constitue l’indice de mesure des objectifs du protocole de Kyoto. Le développement du stockage du CO2 porte un double objectif : réduire les émissions anthropiques dans l’atmosphère et conserver des volumes de CO2 potentiellement valorisables dans le futur.

Dans cette optique, il est nécessaire de stocker du CO2 dans des sites adaptés et de pouvoir en contrôler l’évolution à long terme. Tel était l’un des objectifs du programme européen « CO2ReMoVe ». Lancé en mars 2006 dans le cadre du 6e PCRD européen (Programme-cadre de recherche et de développement), celui-ci visait entre autres à établir des modèles de référence pour le suivi et la surveillance de sites de stockage géologique de CO2.

Au total, le programme CO2ReMoVe a regroupé une trentaine de partenaires dont des instituts de recherche comme IFP Energies nouvelles mais également des opérateurs tels BP, Statoil ou Total. Les travaux de recherche ont été menés sur 7 sites de stockage de différents types : aquifères salins profonds, gisements de charbon, champs de gaz, etc.

Une cartographie pour évaluer les écoulements de CO2

Les chercheurs d’IFP Energies nouvelles ont permis de mieux modéliser :

  • les mouvements du CO2 : l’imagerie sismique 4D (mesures en 3D qui intègrent le facteur temps) a permis d’observer les mouvements de CO2 au sein des différents sites de stockage. Stocké à l’état supercritique (état physique entre gaz et liquide, obtenu au-dessus de 73 bar à au moins 32°C) sur le site de Sleipner en Norvège, le CO2 est moins dense mais plus mobile que la saumure(1) en place. Il migre jusqu’à être arrêté par des barrières d’étanchéité donnant parfois à l’écoulement de CO2, obtenu par différence de deux images acquises à deux instants différents, une forme d’arbre de Noël qui évolue au fil du temps (figure 1);
  • les champs de pression des sites de stockage : lorsque des hydrocarbures sont extraits de champs pétroliers ou gaziers, la pression du gisement diminue. A l’inverse, la pression augmente lorsque du CO2 est injecté en profondeur. Les sites de stockage disposent d’une certaine « aptitude » hydromécanique qu’il convient d’évaluer afin de connaître les volumes de CO2 qu’il est possible d’y injecter de manière sûre dans un laps de temps donné. A In Salah (Algérie), des imageries satellites ont permis d’effectuer des mesures de déformation du sol en surface sur une longue durée (quelques années). Celles-ci ont été comparées avec les résultats de modélisation hydromécanique, couplés aux mesures provenant de l’utilisation de capteurs de pression classiques pour contrôler l’augmentation de pression liée au stockage de CO2.

A partir de toutes ces données, il est possible d’évaluer les performances(2) des différents sites de stockage de CO2 et l’évolution dans le temps des volumes injectés. Différents scénarios doivent aussi être envisagés, comme les risques de fuites (au niveau du puits, défauts de couverture, le long d’une faille, etc.).

Le prochain objet de recherche important autour du stockage de CO2 porte sur le « transport réactif », c'est-à-dire la manière dont le CO2 réagit en migrant au contact des différentes roches et fluides. Là encore, une modélisation des réactions chimiques permettrait d’acquérir une connaissance plus globale du comportement à long terme (1 000 ans par exemple) du CO2 lorsque celui-ci est stocké dans une formation géologique profonde.

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Sources / Notes

(1) Eau dont la concentration en sel est supérieure à celle de l’eau de mer. La saumure se forme notamment sur les côtes ou dans des lagunes.

(2) Volumes de CO2 pouvant être injectés.