La magnésite (MgCO3) est la forme anhydre la plus stable d'une série de carbonates de magnésium qui présentent différents degrés d'hydratation. Malgré sa rareté dans les environnements naturels, elle constitue une phase minérale fondamentale pour le piégeage minéral permanent du CO2. La détermination expérimentale des vitesses de précipitation et de dissolution de la magnésite dans des conditions représentatives de la séquestration géologique est donc fondamentale pour l'estimation du potentiel de séquestration de CO2 par cette phase dans les basaltes et dans les roches ultrabasiques et pour l'optimisation des procédés de stockage du CO2. Nous avons mesuré les vitesses de précipitation de la magnésite en utilisant des réacteurs à circulation et des réacteurs fermés, en fonction de la température (100 ≤ T ≤ 200 °C), de la composition de la solution aqueuse et de la pression partielle de CO2 (de 0 à 30 bar). Les vitesses mésurées sont indépendantes de la force ionique de la solution pour 0.1 M < I < 1.1 M, mais elles diminuent significativement avec l'augmentation de l'activité des ions CO32- pour des pH supérieures à 8. Les vitesses mesurées dans les réacteurs à circulation sont cohérentes avec le modèle de coordination chimique surfacique de Pokrovsky et al. (1999) selon lequel les vitesses de précipitation de la magnésite sont proportionnelles à la concentration des sites surfaciques >MgOH2+. L'étude des vitesses de cristallisation conduite par microscopie à force atomique hydrothermale (HAFM) a montré un bon accord entre les vitesses déduites de mesures microscopiques et les vitesses macroscopiques et a aussi démontré que la précipitation de la magnésite s'effectue selon un mécanisme de croissance spirale. Suivant les observations effectuées par AFM, ce mécanisme contrôle la vitesse de croissance de la magnésite dans un grand intervalle de température et d'indice de saturation (15≤ Ω ≤ 200 pour 80 ≤ T < 120 °C). En raison de l'inhibition de la précipitation de la magnésite par les ions carbonates, il est recommandé d'opérer sous des pressions partielles de CO2 assez élevées, ce qui présente en outre l'avantage d'accélérer la cinétique de dissolution des silicates magnésiens, grâce à l'acidification de la solution par le CO2. La détermination des vitesses de dissolution de la magnésite dans des réacteurs à circulation à 150 et 200 °C et en milieu neutre à alcalin nous a permis d'améliorer le modèle de complexation de surface et d'étendre son application aux températures considérées. La diminution des vitesses de dissolution observée de 150 à 200 °C peut être expliquée par l'augmentation, en fonction de la température, de la carbonatation et de l'hydrolyse des sites >MgOH2+ qui contrôlent la vitesse de dissolution de la magnésite. Des températures supérieures à 100 °C qui entrainent une diminution de la vitesse de dissolution de la magnésite et des autres carbonates sont donc favorables au stockage de CO2 sous forme dissoute dans les aquifères profonds riches en minéraux carbonatés. L'utilisation d'une cellule à électrodes d'hydrogène (HECC) nous a permis de préciser les données cinétiques à proximité de l'équilibre grâce à la détermination précise du produit de solubilité de la magnésite en fonction de la température (50-200 °C). De plus, ces mesures nous ont permis de générer les propriétés thermodynamiques de la magnésite et de les comparer à celles obtenues par mesures calorimétriques et par équilibres de phases. Les résultats de cette étude représentent une importante contribution à la compréhension des cinétiques de réaction des minéraux carbonatés dans les systèmes hydrothermaux et permettent de proposer une base de données essentielle pour la quantification des réactions de dissolution/précipitation des carbonates dans les systèmes complexes. En outre, ce travail fournit des contraintes cinétiques pour la modélisation géochimique des processus de séquestration du CO2 et sera utile à l'évaluation de l'impact et des risques liés au stockage de CO2 à long terme.

Dans un objectif de limitation des émissions de gaz à effet de serre dans l'atmosphère, la séquestration géologique du CO2 apparait comme une solution incontournable pour lutter contre le changement climatique.<br />Le développement d'outils de surveillance fiables pour s'assurer de la pérennité et de la sécurité des stockages est un préalable à la mise en œuvre des tels sites.<br />Dans ce cadre, une méthodologie de monitoring géochimique combinant la géochimie des gaz rares et des isotopes du carbone a été testée sur des analogues naturels et industriels.<br /><br />Sur les analogues naturels de contextes géologiques variés, des comportements systématiques des paramètres géochimiques en fonction du confinement des sites ont pu être révélés, attestant de l'efficacité de ces outils en termes de détection des fuites et en tant que traceurs du comportement du CO2 dans les futurs sites de stockage. <br /><br />De plus, une expérience de traçage géochimique sur un stockage de gaz naturel a démontré qu'il est possible d'identifier les processus physico-chimiques se déroulant dans le réservoir à l'échelle humaine, renforçant l'intérêt pour l'outil proposé et apportant des informations méthodologiques sur son utilisation.

Dans le cadre du stockage géologique de gaz acides, il est impératif de garantir l'intégrité des matériaux sollicités afin d'assurer un confinement pérenne du fluide injecté. Le but de ce travail de thèse est d'étudier, par le biais de modélisations expérimentales, les phénomènes pouvant être responsables de la déstabilisation du système et qui peuvent conduire à des fuites du gaz stocké. Le premier modèle expérimental, appelé COTAGES a permis d'étudier les effets de la déstabilisation thermique provoquée par l'injection d'un gaz à température ambiante dans un réservoir chaud. Ce dispositif a permis de mettre en évidence un transfert de matière important depuis la zone froide (30°C) vers la zone chaude (100°C) conduisant à des modifications des propriétés pétrophysiques. Ces résultats soulignent l'importance de la température d'injection sur la conservation des propriétés d'injectivité du système. Le second modèle, appelé "Sandwich" a permis d'étudier le comportement de l?interface entre la roche couverture (argilite COX) et le ciment de puits. Les expériences batch du modèle Sandwich en présence de CO2 ont permis de mettre en évidence une fracturation de l'interface provoquée par la carbonatation précoce du ciment. Ces résultats soulignent l'importance de l'état initial de la roche couverture dans la séquestration du fluide injecté. Le troisième modèle expérimental est le modèle MIRAGES. Ce dispositif innovant permet d'injecter en continu un flux de CO2 dans un échantillon. Les résultats ont mis en évidence un colmatage partiel de la porosité inter-oolithe à proximité du puits d'injection, ainsi qu'une carbonatation du ciment sous la forme d'un assemblage calcite/aragonite / In the framework of the CO2 storage, it is crucial to ensure the integrity of the solicited materials in order to guarantee the permanent confinement of the sequestrated fluids. Using experimental simulation the purpose of this work is to study the mechanisms which could be responsible for the system destabilization and could lead CO2 leakage from the injection well. The first experimental model, called COTAGES allows studying the effects of the thermal destabilisation caused by the injection of a fluid at 25°C in a hotter reservoir (submitted to the geothermal gradient). This device allows demonstrating an important matter transfer from the cold area (30°C) toward the hot area (100°C). These results highlight the importance of the injection temperature on the injectivity properties and on the possible petrophysical evolutions of the near well. The second model, called ?Sandwich?, allow studying the behaviour of the interface between caprock (COX argillite) and well cement. Indeed, interfaces between the different rock and the well materials represent a weakness area (differential reactivity, fracturing?). Batch experiments carried out with this device in presence of CO2 show the fracturing of the interface caused by the early carbonation of the cement. The third experimental model, called MIRAGES is an innovative device which allows injecting continuously CO2 in a core sample. Samples made of Lavoux limestone and well cement reproduce the injection well at 1/20 scale. Results show a partial filling of the inter-oolithic porosity close to the injection well, and also the carbonation of the cement according to an assemblage of calcite/aragonite