Le captage et le stockage du dioxyde de carbone est une technologie qui a pour but de capter les émissions de CO₂ d’origine industrielle et de les injecter vers des réservoirs géologiques, afin d’isoler durablement le gaz séquestré du cycle du carbone, et de permettre ainsi de diminuer les émissions anthropiques de gaz à effet de serre. Au Québec, le bassin sédimentaire des Basses-Terres du Saint-Laurent est la structure géologique la plus prometteuse pour l’injection du CO₂ car le bassin est composé d’aquifères salins, notamment l’unité gréseuse de Covey Hill, disposant d’un volume poreux autorisant le stockage de plusieurs milliards de tonnes de CO₂. De plus, ces aquifères sont surmontés d’épaisses roches de couverture, les shales d’Utica et de Lorraine, permettant de limiter la migration verticale du CO₂ vers la surface. Toutefois, l’augmentation de pression reliée à l’injection de plusieurs milliards de tonnes de CO₂ pourrait avoir des impacts hydrogéologiques à l’échelle du bassin, tels que la remontée de la surface libre dans les formations affleurantes, et les migrations latérale et verticale des saumures, vers des aquifères d’eau douce. L’objectif principal de cette thèse est donc d’évaluer les impacts hydrogéologiques potentiels de la séquestration géologique du CO₂ à l’échelle du bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent. Afin d’évaluer ces impacts, les perméabilités des formations paléozoïques du bassin ont été évaluées grâce à la ré-interprétation des essais en bout de tiges réalisés dans le bassin, lors de l’exploration qui y a été menée pour la recherche d’hydrocarbures. Ces résultats ont été compilés avec des analyses des carottes de forage pour former un modèle hydrostratigraphique des différentes unités et un modèle conceptuel des écoulements dans le bassin. Ensuite, un modèle numérique en trois dimensions du bassin a été créé afin de simuler différents scénarios d’injection. Les simulations numériques ont permis de montrer l’importance des failles, qui découpent le bassin en différents compartiments, comme éléments capables de limiter les impacts potentiels de l’injection. Ainsi, les simulations ont montré que deux puits d’injection localisés dans deux compartiments différents permettent une injection pouvant atteindre 10 Mt/an éq. CO₂, équivalent à la somme des émissions industrielles captables dans le bassin, durant 100 ans, sans générer d’impacts hydrogéologiques à l’échelle du bassin. En raison de la grande incertitude sur les données d’entrée du modèle, une analyse de sensibilité a été menée pour tenter de définir dans quelles conditions des impacts hydrogéologiques pouvaient se faire ressentir à l’échelle du bassin. Cette analyse a montré que seulement dans un cas très défavorable, pour lequel les failles et l’aquifère sommital voient leurs perméabilités augmenter et pour lequel le sommet du modèle est une limite à flux nul, une remontée de la surface libre d’un à dix-huit mètres pouvait être simulée selon la valeur de la porosité de drainage des formations de surface. L’analyse de sensibilité a aussi montré l’importance du coefficient d’emmagasinement comme étant le paramètre hydrodynamique ayant la plus grande influence dans l’élévation de la charge hydraulique dans le bassin. Les simulations ont aussi montré que la migration de saumures vers la surface est peu probable et que les failles du bassin, présentées comme peu perméables, participent à la diminution des fuites horizontales de saumures. Cependant, il est possible que ces failles permettent la fuite verticale de saumures vers la surface à travers la zone endommagée entourant le coeur de la faille. L’analyse numérique a montré que le coefficient d’emmagasinement des formations, la porosité de drainage à la surface, la perméabilité et l’extension des failles devaient être mieux définis pour obtenir des résultats de simulation plus univoques. Les simulations présentées dans cette thèse bénéficient d’une approche originale, privilégiant la caractérisation géologique détaillée du bassin à la simulation exhaustive des phénomènes physiques pouvant être modélisés. / Geological carbon sequestration is a technology aiming at transferring CO₂ from industrial facilities to geologic reservoirs, insulating the sequestered gas from the carbon cycle, allowing to reduce anthropic greenhouse gas emissions. In the province of Quebec, the most promising geological structure for carbon capture and storage is the St. Lawrence Lowlands sedimentary basin. This basin contains saline aquifers in which it is potentially possible to store several billion tons of CO₂. These aquifers are overlain by thick impervious caprocks, the Utica and Lorraine shales, preventing vertical migration of CO₂ toward the surface. However, such an injection implies that hydrogeological impacts of injection may be transmitted within the entire basin as pressure builds up, which may lead to water table rise in unconfined aquifers, and horizontal and vertical brine leakage from the reservoir to freshwater aquifers. The main objective of this thesis is to assess potential hydrogeological impacts of CO₂ sequestration at the basin scale in the St. Lawrence Lowlands basin. In order to assess these impacts, the permeabilities of the Paleozoic formations have been evaluated by reinterpreting the raw data of drillstem tests that have been conducted in the basin, during hydrocarbon exploration campaigns. These results have been integrated into a core plug analysis database to create a hydrostratigraphic model of the units and a conceptual flow model of the basin. Subsequently, a 3D geological model of the St. Lawrence Lowlands basin has been modified to incorporate faults and has been imported into the FEFLOW numerical model to simulate the injection of CO₂ in the basin. The simulations demonstrate the role played by faults, which divide the basin into multiple compartments and limit the pressure buildup across the basin. Simulations show that two wells located in two different compartments are enough to maintain an injection rate of 10 Mt/yr eq. CO₂ during a hundred years without generating hydrogeological impacts. Due to the significant uncertainty that affects parameter values, a sensitivity analysis has been undertaken to define a set of conditions that allow hydrogeological impacts to occur at the basin scale. This analysis has shown that only under very unfavorable conditions, in which faults and the top aquifer have a high hydraulic conductivity and the top boundary of the domain is a no-flow boundary condition, a watertable rise ranging from 1 to 18 meters may occur, depending on the specific yield of the uppermost formations. The sensitivity analysis has also shown that the specific storage is an important hydrodynamic parameter explaining pressure buildup within the basin, but is also the most uncertain parameter. Simulations have shown that brine leakage to the surface is unlikely. Faults, which have a low hydraulic conductivity, also tend to lower the risk of horizontal brine leakage. However, vertical brine leakage to the surface is possible through the damaged zones surrounding fault cores. Numerical analysis has shown that the storage coefficient, the specific yield of surface formations, the permeability and proximity to the surface of faults have to be better defined for better predicting the impacts of CO₂ injection in the basin. The simulations conducted during this thesis present an original approach, favoring detailed geological characterization of the basin over an exhaustive simulation of physical phenomena.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:LAVAL/oai:corpus.ulaval.ca:20.500.11794/27562 |
| Date | 24 April 2018 |
| Creators | Girou, Olivier |
| Contributors | Lemieux, Jean-Michel, Malo, Michel |
| Source Sets | Université Laval |
| Language | French |
| Detected Language | French |
| Type | thèse de doctorat, COAR1_1::Texte::Thèse::Thèse de doctorat |
| Format | 1 ressource en ligne (xxvi, 446 pages), application/pdf |
| Coverage | Saint-Laurent, Basses terres du |
| Rights | http://purl.org/coar/access_right/c_abf2 |
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