Le projet de cette thèse concerne l'étude de l'impact de la variabilité initiale des réservoirs géologiques sur le stockage souterrain du CO₂. Nous nous sommes inspirés de réservoirs naturels : le Dogger carbonaté du Bassin de Paris et les réservoirs gréseux de Ravenscar (mer du Nord). Chacun des réservoirs modèles reconstruits a été défini par la liste de ses minéraux (calcite, dolomite, albite, clinochlore, k-feldspath, kaolinite, quartz ... par exemple pour les réservoirs carbonatés) et par ses propriétés pétrophysiques (porosité, perméabilité). La variabilité de ces paramètres a été simulée à l'aide de méthodes géostatistiques multivariables opérant sur leur portée, palier, et seuillage. Nous avons défini des paramètres opérationnels utiles pour résumer les propriétés principales du stockage (à savoir la quantité de carbone stockée dans le réservoir, la quantité de carbone précipité sous forme de dolomie, la quantité de carbone évacuée par l'aquifère mobile, la quantité de carbone contenue dans l'eau du réservoir ainsi que la variation de la porosité dans le réservoir). Des simulations déterministes de transfert réactif ont ensuite été effectuées en suivant différents scénarii de stockage : (Cas de l'injection du CO₂ initial dans le réservoir qui nous a permis de définir l'état initiale du réservoir, cas d'un aquifère mobile se déplaçant dans le réservoir contenant du CO₂ en saturation résiduel et le cas du déplacement d'une eau acide dans un réservoir contenant un aquifère neutre). Nous avons cherché par la suite à étudier l'influence de la variabilité initiale sur les paramètres opérationnels de stockage. Nous avons ainsi mis en évidence que, par rapport au cas homogène, le champ hétérogène favorise le stockage du carbone sous forme de dolomie et diminue la quantité de carbone entrainée par l'aquifère. Les effets des grandes portées de la pétrophysique et de l'aquifère mobile ont a également été étudié. Enfin, nous avons mis en place un modèle de plans d'expériences pour étudier l'effet de la variabilité de toutes les entrées sur les différentes réponses sélectionnées. L'effet de la dispersion numérique a été étudié et nous avons montré leur importance sur certains résultats. Les plans d'expériences ont mis en exergue l'importance des taches de la dolomie (associé ici à la portée du champ de dolomie seuillée) sur le carbone stocké.

Les processus d'interactions fluide-roche à l'interface eau douce-eau salée, dans les aquifères carbonatés côtiers soumis à une intrusion saline, sont une des causes du développement d'hétérogénéités dans la structure du milieu poreux. Les dissolutions et/ou précipitations engendrées par la présence de cette zone de mélange jouent un rôle déterminant pour les propriétés de transport du réservoir et donc l'évolution à long terme de l'intrusion d'eau salée. En prenant l'exemple de la plateforme carbonatée de Llucmajor au niveau du site expérimental de Ses Sitjoles (Sud-Est de Majorque, Espagne), un travail de caractérisation et d'observation in situ à moyen terme de l'intrusion saline actuelle de ce réservoir permet de décrire son évolution temporelle et les processus biogéochimiques actifs dans la zone de mélange. L'influence de la microstructure du milieu poreux, caractérisée par microtomographie RX, sur les propriétés pétrophysiques et hydrodynamiques est étudiée en laboratoire et des expériences de percolations d'eaux réactives (mélanges eau douce - eau salée et eau pure chargée en CO2) sont réalisées afin d'étudier les modifications de ces microstructures lorsqu'elles sont soumises à des interactions eau - roche. La zone de mélange eau douce - eau salée rencontrée au niveau du site de Ses Sitjoles est large et peu sensible aux contraintes extérieures (climatologiques et anthropiques) et constitue un lieu d'activité microbiologique particulièrement actif. En laboratoire, on observe un fort contrôle des phénomènes de transport par la microporosité et des processus d'interactions eau - roche par la pCO2. Dans le cas d'une percolation de fluides moyennement réactifs, les expériences mettent en évidence une dissolution de calcite accompagnée par une diminution de la perméabilité, liée à un réarrangement des micro-grains à l'intérieur du réseau microporeux.

Nous avons proposé des techniques de RMN à une et deux dimensions pour mesurer quantitativement les saturations et dynamiques de différents mélanges de saumure/huile brute/filtrat de boue confinés dans des roches pétrolières. La plupart de ces techniques peuvent être utilisées dans les puits. Les échantillons de roches ont été caractérisés par les techniques standards de la pétrologie. La résonance paramagnétique électronique (RPE) a mis en évidence les sources de relaxation composées d'ions métalliques paramagnétiques de vanadyl (VO2+) et de radicaux libres stables dans des huiles brutes avec et sans asphaltène. La micro-chromatographie en exclusion de tailles couplée à la détection par spectroscopie de masse en haute résolution a démontré le piégeage de ces ions métalliques dans des composés de type " métallo-porphyrine " (MP) inclus dans les nanoagrégats d'asphaltène. Ces deux dernières techniques ont montré qu'environ 2/3 des ions VO2+ sont inclus dans les parties polaires de l'asphaltène tandis que 1/3 sont libres en solution. L'utilisation jointe des chromatographies en phase gazeuse (GC) et par perméation de gel ou d'exclusion stérique (GPC) a permis d'étendre considérablement l'étendue spatiale des distributions de longueurs de chaînes des hydrocarbures. Les distributions des temps de relaxation transverses et longitudinaux ont la même allure que celle obtenues par GC et GPC. Ce qui prouve que la dynamique des hydrocarbures est fortement corrélée à la longueur des chaînes. La partie centrale de notre étude a consisté en la proposition de nouvelles séquences de RMN à deux dimensions (D-T2) corrélant les distributions des coefficients de diffusion D et les temps de relaxation transverses T2. Nous avons appliqué ces séquences (D-T2) pour suivre continument les saturations progressives de fluides pétroliers confinés dans des grès poreux en conditions monophasique, diphasique et triphasique à température et pression variables. On a pu ainsi suivre continument, pour la première fois, les saturations et les diffusions de ces différents fluides au cours d'expériences d'imbibition-drainage dans des grès pétroliers. Finalement, on a confirmé les comportements anormaux D∝√T2 pour les T2 courts (longues chaînes d'hydrocarbures) dans le cas des huiles brutes avec asphaltène. On a aussi observé un comportement D≈Cte pour les T2 longs (courtes chaînes d'hydrocarbures). Un scaling non-linéaire T2->√T2 a montré que c'est au niveau de la dynamique moléculaire (de rotation et de translation) des hydrocarbures de longues chaînes moléculaires que résident les principaux effets de l'asphaltène. Le comportement nouveau D≈Cte a pu être expliqué en termes d'une affinité dynamique transitoire entre les petits hydrocarbures et les nanoagrégats d'asphaltène. Ce qui est compatible avec les dépendances bilogarithmiques des variations de la vitesse de relaxation longitudinale moyenne avec la fréquence de Larmor que nous avons observées dans le cas des huiles brutes avec asphaltène.