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'injectionThe capture and the storage of CO2 (CSC) on the underground geological formations is a solution for the CO2 undesirable effects reduction. The geological formations being composed by heterogenic material have a crack network. The fracture toughness (KC) is a rock parameter connected with the capacity of a material to resist crack propagation. The propagation of a crack can be due to the changing of the stress or to the rock degradation. The evaluation of the fracture toughness and its evolution due to the chemical effects is then important to the modelling of the crack propagations on the CO2 storage context. One objective of this work is the experimental evaluation of the CO2 degradation on the fracture toughness. For the experimental program a preliminary study was made to the choice of the rock and the test to be performed. In this way, a limestone (Pierre de Lens) was chosen to be studied in an intact and degraded state. The degradation takes place in an autoclave, where the samples are put at CO2-saturated water in reservoir conditions (60 °C and 15 MPa).Several experimental tests are chosen for the evaluation of the fracture toughness in modes I and II. Some examples are the Central crack Brazilian disc (CCBD) for the mode I and the Punch through shear test (PTST) for the mode II. Some tests where performed using an image correlation technique (DIC). This set-up allows the fracture toughness evaluation by the displacement field evolution. The experimental results shows the fracture toughness values obtained by the different configurations are in good agreement. After the DIC technique analysis we can point the fracture toughness in mode II can not be evaluated in a non confined test. For the degradation process, the complementary analysis in the mercury porosimeter shows the rock porosity changing is low (0.4 %). At the SEM, the degradation can be observed by a homogenization of the sample. For the fracture toughness it value passes from 0.62 to 0.58 MPa.m0.5. We also have studied the effect of water performing tests in a saturated environment. The influence is more significant with a reduction on 17 % in the fracture toughness. The CO2 presence in the fluid does not affect this value. Concerning the mode II evaluation by the PTST test, the samples were submitted to different confining pressures (5, 10 and 15 MPa). We can observe a good evaluation of the fracture toughness in mode II (around 3 MPa.m0.5). Nevertheless, the mode II is still present for the pressures 5 and 10 MPa, and it is not inexistent for a 15 MPa pressure. Still in this case the influence of CO2 is low with values passing from 2.96 to 2.77 MPa.m0.5.The influence if the rock degradation by the CO2 presence on the crack propagation were studied by the help of a numerical model ENDO-HETEROGENE, that is present in the Code-Aster® calculation code. This model is base on the initiation and propagation of cracks in a heterogenic environmental where the parameter variability follows the 2 parameters Weibull probabilistic model (m and σ0). We exploited the possibility of the chemical degradation influence on the microstructure heterogeneity that is represented by the parameter m. The model shows that the changing of m influence on the crack number and dimensions by the maximum size of the crack didn't change. Putting this result in context, the Weibull parameters were evaluated for the intact and degraded rock. We observed that m changes from 8.55 to 8.52 and σ0 from 2.8 to 2.2 MPa. The numerical simulations show this variation is not enough to change the crack network that is formed after a load in a geological layer. The general results show that for a limestone reservoir the CO2 injection affect significantly neither the fracture toughness nor the probabilistic parameters. These results correspond to a 10 years period for a zone far from the injection poin