Etude expérimentale du couplage chimie-mécanique lors de la percolation d'un fluide réactif dans des roches sous contrainte, dans le contexte de la séquestration géologique du CO2.

CO2 injection into geological repositories will induce chemical and mechanical instabilities. The study of these instabilities is based on experimental deformation of natural rock samples under stress, in the presence of fluids containing, or not, dissolved CO2.Triaxial cells used for the experiments permitted an independent control and measurement of stress, temperature, fluid pressure and composition. Vertical strains were measured during several months, with a resolution of 1.10-12 s-1 on the strain rate. Simultaneously, fluids were analysed in order to quantify fluid-rock interactions.For limestone samples, percolation of CO2-rich fluids increases strain rate by a factor 1.7 up to 5; on the other hand, sandstone deformation remained almost the same. Increase in strain rate with limestone samples was explained by injected water acidification by the CO2 which increases rock solubility and reaction kinetics. On the opposite, small effect of CO2 on quartz explains the absence of deformation. X-ray observations confirmed the importance of rock composition and structure on the porosity evolution. Numerical simulations of rock elastic properties showed increasing shear stress into the sample.Measured deformation showed an evolution of reservoir rocks mechanical properties. It was interpreted as the consequence of pressure solution mechanisms both at grains contacts and on grain free surfaces.L'injection de CO2 dans des réservoirs géologiques va induire des instabilités chimiques et mécaniques. L'étude de l'évolution des instabilités repose sur des expériences de déformation d'échantillons de roches naturelles sous contrainte, en présence de fluides avec et sans CO2 dissous.Les cellules triaxiales utilisées pour les expériences permettent de contrôler et de mesurer indépendamment les contraintes, la température, la composition et la pression du fluide injecté. Les déformations verticales ont été mesurées sur plusieurs mois, avec une résolution sur le taux de déformation de 10-12 s-1. En parallèle, les fluides étaient analysés afin de quantifier les interactions fluide-roche.Pour les calcaires, l'écoulement de fluides avec CO2 accélère la déformation de 1,7 à 5 fois ; par contre, la déformation du grès ne s'est pas accrue. L'accélération de la déformation des calcaires est expliquée par l'acidification du fluide injecté qui augmente la solubilité et les cinétiques de réaction. Inversement, la faible déformation du grès est expliquée par la faible influence du CO2 sur le quartz. Des observations par rayons X ont montré l'importance de la composition et de la structure de la roche sur l'évolution de la porosité. Des simulations mécaniques élastiques montrent que l'hétérogénéité de la dissolution peut induire des concentrations de contrainte dans la roche.L'évolution des propriétés rhéologiques de certaines roches réservoir est expliquée par des mécanismes de déformation par dissolution sous contrainte, prenant place, en parallèle, dans les pores de la roche, et au niveau des contacts entre les grains