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Essais d'injection de gaz dans les argiles à Opalinus du laboratoire souterrain du Mont Terri: données et interprétation


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Titre du congrès :Clays in natural and engineered barriers for radioactive waste confinement Ville du congrès :Tours Date du congrès :14/03/2005

Type de document > *Congrès/colloque

Mots clés > milieu argileux, Mont Terri, stockage profond

Unité de recherche > IRSN/DEI/SARG/LETS

Auteurs > CROISE Jean, MARSCHALL P., MATRAY Jean-Michel, TANAKA T., VOGEL Peter

Date de publication > 25/04/2005

Résumé

La migration de gaz dans les roches argileuses est un sujet d'intérêt dans le cadre de différents types d'exploitation du sous-sol : que ce soit par exemple dans le domaine du stockage de gaz naturel, de la séquestration du CO2, comme éponte imperméable d'un aquifère, ou dans le domaine du stockage de déchets. Une analyse quantitative de la migration de gaz dans ces milieux à très faible perméabilité nécessite l'estimation des propriétés physiques de l'écoulement. Au laboratoire souterrain du Mont Terri (Suisse), dans les argiles à Opalinus, une roche sédimentaire jurassique, une série de tests hydrauliques et d'injection de gaz a été conduite en forages d'expérimentation. Leur but était en particulier de déterminer les propriétés de transfert des gaz dans cette roche. Cet article présente les résultats d'une campagne de tests (sollicitations de type essai hydraulique classique et test d'injection de gaz et récupération de pression de longue durée), conduite dans la roche "intacte", c'est-à-dire non perturbée mécaniquement par le creusement des galeries. Il présente une interprétation détaillée des tests reposant sur l'ajustement des données expérimentales au moyen d'un logiciel de simulation numérique biphasique (eau/gaz) de l'écoulement en milieu poreux (TOUGH2/iTOUGH2). Par analyse séquentielle, il a été possible d'obtenir un set de paramètres hydrauliques mono- et diphasiques cohérent sur l'ensemble de l'expérimentation. L'utilisation d'informations additionnelles et indépendantes sur les caractéristiques pétrophysiques de la roche (porosité et pression capillaire) a permis de mieux contraindre le problème inverse à l'étude. Bien qu'il soit difficile sur la base des différents modèles et ajustements réalisés, d'obtenir une solution unique en terme de courbe de pression capillaire et de perméabilité relative, les résultats indiquent qu'une paramétrisation classique de type Van Genuchten - Mualem serait valide. Enfin, des simulations prospectives sont présentées qui montrent que l'amélioration de la performance des essais en termes de détermination des paramètres biphasiques nécessiterait une augmentation notable de la durée de l'essai (>1 an).