Soutenance mémoire
Position de l’étude dans la thématique du CSC
CONTEXTE DU STOCKAGE GEOLOGIQUE DU CO2 : ENJEUX ENERGIE-CLIMAT
Description d’une technologie récente
Depuis la révolution industrielle, les teneurs en CO2 dans l’atmosphère ont augmenté de 280 µg. g-1 en 1750 à 400 µg. g-1 en 2010 (IPCC, 2011) du fait d’un flux anthropique en CO2 excessif (e.g. combustion des énergies fossiles) qui déséquilibre la machine climatique et le cycle biogéochimique du carbone (e.g. acidification des océans).
Pour limiter ces effets, la stabilisation des émissions de CO2 est une nécessité. Les actions d’efficacité et d’économie énergétique, via le développement de modes de production et de conversion innovants de l’énergie, la décarbonation, l’intégration énergétique des systèmes industriels, les scénarios de bouquet énergétique etc., ont dès lors un rôle essentiel. Considéré comme une des solutions envisageable, mais provisoire, pour réduire les émissions de gaz à effet de serre (IPCC, 2005), le captage/stockage du dioxyde de carbone (CSC) est un procédé en émergence. Cette technique, qui consiste à enfouir le CO2 dans des formations géologiques répondant aux critères de capacité, d’injectivité et d’intégrité, interroge la communauté scientifique. Son intérêt est croissant et concerne les industries, en particulier celles du secteur pétrolier et énergétique. À son point d’émission sur les sites industriels les plus émetteurs de CO2, ce dernier peut être capté et concentré, puis transporté vers un site géologique adéquat pour son stockage qui permet de l’isoler durablement de l’atmosphère. Conformément à la réglementation, le fluide injecté est essentiellement constitué de dioxyde de carbone. Les technologies de captage actuelles permettent d’atteindre des puretés de l’ordre de 90 à plus de 99 %. Suivant le secteur industriel et le type de procédé de captage, la composition de mélange de gaz peut varier. Outre le CO2, les composés potentiellement présents à divers niveaux de concentration sont des composés gazeux (O2, N2, SOx , H2S, NOx , H2, CO etc) mais également des composés traces métalliques (Cd, Hg, Pb etc.) ou organiques (benzene, HAP etc.) (Lions et al., 2012).
Les deux types de formations géologiques, ou réservoirs hôtes, les plus concernés pour cette technologie de stockage, sont les aquifères salins profonds et les gisements exploités, matures ou épuisés d’hydrocarbures, éventuellement associés à une récupération assistée d’hydrocarbures (EOR « Enhanced Oil Recovery) (Hitchon et al., 1999). Ces deux types de formations sont favorables pour leur porosité, leur perméabilité et leur captivité. La Figure 1-1 résume les différents maillons de la technologie du CSC (Captage et Stockage du CO2) largement documentée par ailleurs (IPCC, 2005 ; CO2GEONET, 2008). L’injection dans des gisements de charbon inexploitables, combinée à la production de méthane, est également proposée, mais la technologie est moins mature et repose sur des propriétés physico-chimiques très différentes.
Le stockage géologique de CO2 a donné lieu depuis le milieu des années 2000 à l’adaptation des textes juridiques existants afin d’encadrer cette nouvelle technologie (conventions internationales, directive européenne 2009/31/CE, loi 2010-788, décrets 2011-1411 et 2012-384). Derrière ce cadre juridique et réglementaire figurent les notions de:
– lutte contre le changement climatique ;
– maintien à long terme du CO2 dans un milieu géologique apte ;
– autorisation d’exploitation d’un site au titre de la législation des ICPE (Installation classée pour la protection de l’Environnement) ;
– obligation de l’exploitant et responsabilité de site ;
– maîtrise des risques et sécurité du site de stockage pour la protection de l’Homme et de l’Environnement : santé et sécurité humaine, écosystèmes terrestres ou marins;
– disponibilité des ressources du sous-sol et du sol exploitables, en particulier les ressources en eau.
Ainsi, la réalisation d’un stockage de CO2 s’inscrit dans un contexte national issu des politiques énergétiques et environnementales décidées par l’Etat, en particulier en matière d’utilisation du sous-sol.
Notion de piège géologique et mécanismes de piégeage du CO2
L’état physique du CO2 est fonction de la température et de la pression. Sous forme gazeuse dans les conditions de subsurface, le CO2 pur devient beaucoup plus dense au-delà de 31°C et 7,4 MPa (point critique au-delà duquel le CO2 devient supercritique) correspondant à des profondeurs supérieures à 800 m (pression hydrostatique). Dans ces conditions de stockage profond, la densité du CO2 augmente (50 à 80% de celle de l’eau) ce qui maximise l’occupation de l’espace, et la viscosité est très faible, ce qui facilite l’injection du CO2. Ainsi la profondeur d’un site de stockage permet d’atteindre un état favorable pour le stockage du CO2 mais peut également être pénalisante en termes d’accès et de surveillance du site. Après avoir été injecté par un ou plusieurs puits à une pression suffisante pour pénétrer dans le réservoir, le CO2 va subir différents types de piégeage du CO2 (Bachu, 2003 ; Portier et Rochelle, 2005) qui répondent aux objectifs de permanence et de sûreté du stockage. Quatre principaux mécanismes sont identifiés pour le stockage du CO2. Ils portent les noms de: piégeage structural ou stratigraphique, piégeage hydrodynamique ou par solubilité, piégeage résiduel et enfin piégeage géochimique ou minéral (Figure 1-2).
Outre la différence de pression exercée par l’injection et les gradients préexistants déterminant son écoulement, le CO2 supercritique, moins dense que l’eau environnante, migre également sous l’effet de la poussée d’Archimède. Le CO2 forme ainsi un panache se plaçant vers le toit du réservoir (Hitchon et al., 1999). A titre d’exemple, la densité du CO2 supercritique, à une profondeur d’injection de 1500 m dans un bassin sédimentaire avec une pression hydrostatique et un gradient géothermique de 25°C/km et une température de surface de 10°C, est de 700 kg/m3. Il est donc très important que le site sélectionné présente une roche couverture, le plus souvent argileuse, de faible perméabilité, avec des tailles de pores suffisamment petites pour éviter le perçage capillaire afin d’empêcher la migration du CO2 vers la surface. Ce premier point décrit le piégeage structural ou stratigraphique. Les forces capillaires qui sont liées aux interfaces entre fluides non miscibles permettent la distribution des fluides dans l’espace poreux du réservoir et constituent le piégeage résiduel ou de capillarité. Ce deuxième mécanisme joue un rôle surtout pour le CO2 en marge du panache principal. Le CO2, en tant que fluide non mouillant, se trouvera étranglé et « piégé » dans un pore si le gradient de pression n’est pas suffisamment important pour que le CO2 franchisse le passage étroit du pore. La solubilité du CO2 dans l’eau salée a plusieurs implications sur la capacité du stockage et sur le plan géochimique. Le CO2 se dissout complètement ou partiellement dans l’eau du réservoir en dessous du piège stratigraphique et peut migrer lentement sur de grandes distances à long terme en fonction de la forme des structures et des gradients de charge régionaux (Bachu et al., 1994). L’eau saturée avec le CO2 est plus dense que l’eau de formation (Gasda et al., 2004) ce qui peut amener à une convection libre proche des lieux d’injection où le fluide saturé plonge vers le fond du réservoir (Ennis-King and Paterson, 2003 ; Audigane et al., 2007). Cela conduit également à un temps de résidence plus long du CO2 dissous (piégeage par dissolution). Quand l’injection du CO2 cesse, la saturation en CO2 continue à diminuer. Quand la saturation du CO2 atteint la saturation résiduelle, le CO2 devient immobile et piégé. A terme, et constituant le niveau de sûreté le plus important, la précipitation de minéraux secondaires suite à l’interaction fluide/roche décrit le dernier type de piégeage du CO2 (piégeage minéral) dont la forme finale et la cinétique des processus dépendront du type et de la composition du réservoir hôte. Ce dernier mécanisme de piégeage est cependant le plus long, avec un temps nécessaire de plusieurs milliers d’années, voire plus (IPCC, 2005).
Les composantes principales pour le stockage géologique de CO2 et les grands projets CSC
Parmi les composantes et équipements nécessaires pour un stockage géologique de CO2 figurent, de manière non exhaustive (Bouc et al., 2012):
– le choix d’un réservoir poreux et perméable et d’une couverture associée aptes à recevoir et confiner le CO2 à long terme. Les deux unités géologiques doivent faire ainsi l’objet d’une caractérisation attentive de leurs propriétés géométriques, lithologiques, pétrophysiques, hydrologiques, chimiques et mécaniques, afin de permettre l’étude de leur réponse à une injection de CO2 ;
– un recouvrement sédimentaire, c’est-à-dire la succession de couche sédimentaire susjacente et sans communication hydraulique avec la roche réservoir ;
– la présence d’un aquifère de contrôle sus-jacent, non vulnérable et isolé du réservoir de stockage n’est pas indispensable mais souhaitable : il doit permettre de faire des mesures in situ (pressions, analyses chimiques) et de renseigner sur des anomalies de migration de CO2 ;
– la continuité des terrains (latéralement par des fractures ou des failles et verticalement par des discordances) ;
– le ou les puits d’injection et les équipements de conditionnement et de surveillance.
A l‘heure actuelle, il n‘existe qu‘une dizaine de sites de stockage en fonctionnement dans le monde, dont les plus importants sont (Figure 1-3) : Sleipner (Norvège), Weyburn et Zama (Canada), In Salah (Algérie), K12-b (Pays-Bas), Ketzin (Allemagne). Plusieurs dizaines d‘autres sites pilotes sont à l‘étude dont, en France, un site opéré par Total, dans le bassin de Lacq (opérationnel depuis janvier 2010). A l‘exception du site de Sleipner qui est en activité depuis 1996, cette technologie émergente est en plein développement. La problématique des risques souffre ainsi d‘un manque de retour d‘expérience et reste de ce fait assez théorique à ce jour.
|
Table des matières
Introduction
1 Position de l’étude dans la thématique du CSC
1.1 CONTEXTE DU STOCKAGE GEOLOGIQUE DU CO2 : ENJEUX ENERGIE-CLIMAT
1.1.1 Description d’une technologie récente
1.1.2 Notion de piège géologique et mécanismes de piégeage du CO2
1.1.3 Les composantes principales pour le stockage géologique de CO2 et les grands projets CSC
1.2 DEMONSTRATION TECHNIQUE POUR ASSURER L’ACCEPTABILITE, LA PERMANENCE ET LA SECURITE DU STOCKAGE DU CO2
1.2.1 L’évaluation des risques pour le stockage géologique du CO2
1.2.2 Les enjeux sociaux
1.2.3 Plan de surveillance et outils de monitoring comme démonstration de la permanence et de la sûreté du stockage géologique du CO2
1.3 INTRUSION/FUITE DE CO2 DANS LES AQUIFERES D’EAU DOUCE : IMPLICATION POUR LE CHOIX D’UNE METHODE DE MONITORING
2 Interaction eau-roche-CO2 dans les aquifères d’eau douce : état de l’art
2.1 IMPACT D’UNE FUITE DE CO2 DANS LES AQUIFERES D’EAU DOUCE : DEUX MOTS-CLES : SECURITE DU SITE DE CSC ET QUALITE DE L’EAU (INTRODUCTION)
2.1.1 Les interactions eau-roche-CO2 dans le cycle de vie d’un stockage
2.1.2 L’impact d’une fuite de CO2 sur la ressource en eau : les enjeux
2.1.3 Etat des connaissances scientifiques sur l’impact des interactions eau-roche-CO2 dans les aquifères d’eau douce
2.2 THEORIE SUR CERTAINS PROCESSUS GEOCHIMIQUES
2.2.1 Les processus de dissolution-précipitation
2.2.2 Les processus d’adsorption-désorption
2.3 LES SYSTEMES EAU-ROCHE-CO2 RECONSTITUES OU NATURELS : OBSERVATION DES MECANISMES REACTIONNELS A DIFFERENTES ECHELLES ET NOTION DE TEMPS D’INTERACTION
2.3.1 La présence de CO2 peut-elle impacter la qualité de l’eau ? Quels sont les processus géochimiques responsables de cette évolution chimique?
2.3.2 Quelles sont les vitesses de réaction de ces processus ? En combien de temps l’eau peut être altérée ? Notion primordiale du temps.
2.4 COMMENT EVALUER LES INTERACTIONS EAU-ROCHE-CO2 ET QUELS SONT LES OUTILS DE MONITORING GEOCHIMIQUES DISPONIBLES?
2.4.1 Compréhension du fonctionnement hydrochimique initial d’un aquifère cible
2.4.2 La caractérisation minéralogique comme moyen de prédire la réponse géochimique
2.4.3 Les paramètres directs et indirects de détection du CO2 et sensibilité des méthodes
2.5 CONTRIBUTION DES ISOTOPES DU CARBONE ET DE L’OXYGENE COMME INDICE SUPPLEMENTAIRE POUR SUIVRE LE CO2 : RETOUR D’EXPERIENCE
2.5.1 Introduction
2.5.2 Principe et fonctionnement
2.5.3 Application à différentes échelles de temps, de pression et de température
2.5.4 Applicabilité des systématiques isotopiques du carbone et de l’oxygène dans le contexte du CSC
2.6 APPORT DES ISOTOPES NON TRADITIONNELS DANS LA THEMATIQUE IMPACT DU CO2 SUR LES AQUIFERES D’EAU DOUCE : NOTION DE TRACEUR INDIRECT, DE CONTRAINTES ET D’EMPREINTES SUR LES PROCESSUS GEOCHIMIQUES
2.6.1 Préambule
2.6.2 Etat des lieux, identification des traceurs géochimiques
2.6.3 Principe et fonctionnement des systématiques isotopiques
2.6.4 Utilisation future et potentielle des isotopes des espèces dissoutes dans la thématique du CSC comme outils de monitoring : objectif de cette étude
3 Le système aquifère de l’Albien du Bassin de Paris choisi comme cas d’étude
3.1 CONTEXTE GEOLOGIQUE DU BASSIN DE PARIS
3.2 LA FORMATION DE L’ALBIEN DU CRETACE INFERIEUR
3.2.1 Litho-stratigraphie du système multicouche de l’aquifère de l’albien
3.3 CONTEXTE HYDROGEOLOGIQUE /HYDROCHIMIQUE DE L’ALBIEN
3.3.1 Couverture et géométrie de l’aquifère de l’Albien
3.3.2 Les paramètres hydrodynamiques et pétrophysiques
3.3.3 La piézométrie
3.3.4 Apport des outils de datation et temps de résidence
3.3.5 Apport de l’hydrochimie des éléments conservatifs
3.3.6 Les modèles conceptuels d’écoulement
3.4 INVESTIGATION CHIMIQUE ET MINERALOGIQUE DE LA GLAUCONITE DES SABLES DE L’ALBIEN
3.4.1 Un minéral vert
3.4.2 Investigations chimiques
3.4.3 Caractéristiques thermodynamiques
3.4.4 Comment se forme-t-elle ?
3.4.5 Pour aller plus loin, classification des glauconites
3.4.6 Relation entre structure, composition chimique et lithologie
3.4.7 Modélisation d’un scénario de fuite dans l’Albien, Bassin de Paris (France)
Conclusion
Télécharger le rapport complet
