Propagation des fissures dans les milieux rocheux dans le contexte du stockage de CO2

Le captage et stockage du CO2 (CSC) dans les formations géologiques profondes est une solution pour réduire les effets indésirables du CO2 atmosphérique. Les formations géologiques étant des milieux hétérogènes, contiennent souvent des réseaux de fissures. La ténacité (KC) est un paramètre de la roche associé à la capacité du matériau à résister la propagation d'une fissure. La propagation d'une fissure peut dériver du changement de l'état de contrainte ou du changement de la ténacité dû à la dégradation de la roche. La connaissance de la ténacité et son évolution due aux effets chimiques est donc importante pour la modélisation de la propagation des fissures dans le contexte de stockage géologique du CO2.Un objectif de ce travail est l'évaluation de la dégradation par le CO2 sur la ténacité d'une roche réservoir. Un calcaire (Pierre de Lens) est choisi pour être étudié dans son état sain et dégradé. La dégradation est réalisée dans un autoclave : les échantillons sont placés dans une solution aqueuse saturée en CO2, sous les conditions de réservoir (60°C et 15 MPa).Plusieurs configurations ont été choisies pour les essais mécaniques en mode I et en mode II. Certains essais ont été réalisés en utilisant une technique de corrélation d'images (DIC). Ce dispositif permet d'évaluer la ténacité à partir de l'évolution des champs de déplacements. Les résultats expérimentaux montrent que les valeurs de ténacité en mode I sont tout à fait concordantes entre les différents types d'essai. La technique de corrélation d'image met en évidence que la ténacité en mode II ne peut pas être évaluée dans les essais de chargement non confiné. Pour la procédure de dégradation, on peut constater par des analyses complémentaires que la porosité de la roche change peu (0,4 %). La ténacité de la roche n'est pas sensiblement affectée passant de 0,62 à 0,58 MPa.m0,5. On a également étudiée l'effet de la présence de l'eau par des essais de fracturation avec des échantillons saturés. Celle-ci a une influence plus significative avec une réduction d'environ 17% de la ténacité relatif aux échantillons secs. En ce qui concerne l'analyse en mode II (PTST), des essais ont été réalisés sous différentes pressions de confinement (5 - 15 MPa). On peut constater que cet essai permet une bonne évaluation en mode II (de l'ordre de 3 MPa.m0,5). Cependant, le mode I est encore présent pour les pressions de 5 et 10 MPa, et n'est pas toujours inexistant pour une pression de 15 MPa. On a montré, là encore, que l'influence de CO2 est faible avec une ténacité en mode II passant de 2,96 à 2,77 MPa.m0,5. L'influence de la dégradation de la roche par le CO2 sur la propagation de fissures a été étudiée à l'aide d'une modélisation numérique en utilisant le modèle ENDO-HETEROGENE, intégré dans le code de calcul Code-Aster®. Ce modèle est basé sur l'amorçage et la propagation des fissures dans un milieu hétérogène dont la variabilité des paramètres du matériau suit le modèle probabiliste de Weibull à 2 paramètres (m et σ0). On a exploré la possibilité que la dégradation chimique influence l'hétérogénéité de la microstructure. La modélisation montre que le paramètre m influence le nombre et la dimension des fissures, cependant, la taille maximale de la fissure ne varie pas avec m. Pour remettre ces résultats expérimentaux en contexte, les paramètres de Weibull sont évalués pour la roche saine et dégradée. On observe que m varie de 8,55 à 8,52 et σ0 de 2,8 et 2,2 MPa. Selon la simulation numérique cette variation n'est pas suffisante pour changer le réseau des fissures créées après un chargement dans une couche géologique. Ces résultats montrent que dans le cas d'un réservoir calcaire l'injection de CO2 n'influe pas significativement ni le paramètre ténacité, ni dans les paramètres probabilistes de la fracturation. Ces résultats correspondent à une période de 10 ans dans une zone du réservoir loin du puits d'injection