Stockage géologique

Le CO2 six pieds sous terre

Avec le stockage géologique du CO2, tous les espoirs se tournent vers le sous-sol pour combattre le réchauffement climatique. La technique permettrait de résorber une bonne part de nos émissions… pourvu que les doutes qu’elle suscite encore soient levés à temps.

Schéma de captage et de stockage du CO2. © BLCom
Schéma de captage et de stockage du CO2.
© BLCom
Différentes options de stockage géologique du CO2. © BRGM-im@gé
Différentes options de stockage géologique du CO2.
© BRGM-im@gé

Le dernier rapport du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) de l’ONU est formel: il faut absolument parvenir à limiter à 2°C le réchauffement planétaire. Pour ce faire, l’humanité devra, d’ici 2050, réduire de moitié ses émissions de CO2 par rapport à celles de 1990. Donc consommer moins et mieux l’énergie des hydrocarbures, développer les énergies «vertes», mais aussi minimiser nos rejets dans l’atmosphère. Solution phare, le captage et le stockage du CO2 (CSC). Il concerne les industries et les centrales énergétiques, responsables de la moitié des émissions. À l’heure actuelle, les scientifiques tentent de réduire les coûts encore trop élevés du captage. Quant au stockage, dont le coût est relativement limité, les efforts de recherche s’attachent essentiellement à garantir son efficacité et sa sécurité.

Trop risqué pour les biotopes marins, le stockage océanique artificiel n’est aujourd’hui plus envisagé: l’acidification engendrée par le CO2 absorbé naturellement constitue déjà une menace énorme pour l’environnement. Reste le stockage géologique, qui vise à enfouir une nouvelle fois ce qui a été extrait des entrailles terrestres sous forme de charbon ou d’hydrocarbures.

Le sol: puits naturel de CO2

«Beaucoup de progrès ont été réalisés ces dix dernières années en matière de caractérisation et de sélection des sites adaptés au stockage», explique Isabelle Czernichowski- Lauriol, ingénieur géologue au Bureau de Recherche Géologiques et Minières – BRGM (FR) et responsable de CO2GeoNet, le réseau d’excellence européen sur le stockage de CO2. «Ces études ont permis de localiser un peu partout sur le globe une série de réservoirs potentiels au-delà de 800 m de profondeur. Des sites principalement caractérisés par la présence de couches géologiques poreuses et perméables où le CO2 peut être aisément injecté, ainsi que par l’existence d’une rochecouverture imperméable, composée d’argile ou de sels, qui empêche toute remontée vers la surface. Cette roche-couverture comporte idéalement très peu de fractures ou autres aspérités permettant la fuite du CO2.»

Les anciens gisements de pétrole et de gaz répondent à ce profil. Ils intéressent de très près les scientifiques car leur milieu géologique a déjà été largement étudié dans le cadre de leur exploitation. Autant de données récoltées sur le long terme qui permettraient une évaluation optimale du comportement du CO2 une fois injecté dans le gisement. Dans le cas des réservoirs pétroliers, cette solution fait également miroiter certains avantages économiques. L’injection de CO2 permet en effet de récupérer une partie de l’or noir emprisonné dans un gisement que l’on ne peut extraire de manière conventionnelle.

Ce principe de récupération assistée de pétrole a largement été éprouvé par l’industrie. Dans le cadre du CSC, il est actuellement à l’étude au sein du champ pétrolifère de Weyburn, au Canada, où l’exploitant, la société Encana, récupère et injecte le CO2 issu d’une usine de combustibles synthétiques américaine. «Une fois injecté dans le gisement, le CO2 se mélange au pétrole, ce qui rend l’or noir moins visqueux et facilite donc son déplacement vers le puits d’extraction », explique Isabelle Czernichowski-Lauriol. «Après avoir remonté le pétrole à la surface, on en retire le CO2 avant de le réinjecter.»

Hormis ces perspectives de rentabilisation, l’intérêt de ces réservoirs d’hydrocarbures reste cependant limité. «Ils ont été forés à maintes reprises dans le cadre de leur exploitation, ce qui pourrait compromettre l’étanchéité du stockage», souligne la chef de projet. «Des ciments spéciaux sont actuellement développés en vue de garantir un scellage optimal des puits. De plus, leur capacité de stockage est relativement modeste, et leur répartition géographique dans le monde est hétérogène. À eux seuls, ils ne peuvent contenir l’ensemble des émissions de CO2 anthropiques.»

Ce problème de capacité réduite se pose aussi pour les veines de charbons inexploitables, un autre type de réservoir envisagé par les chercheurs. Situé à de trop grandes profondeurs pour être extrait, le charbon qu’elles recèlent contient généralement du méthane. Si l’on y injecte du CO2, le charbon l’absorbera préférentiellement et relâchera le gaz naturel, qui pourrait être ensuite récupéré à la surface. «Le stockage de CO2 dans le charbon avec récupération assistée de méthane a néanmoins encore été peu étudié. Il pose encore des problèmes techniques dus à la faible perméabilité des charbons et il faudra encore de nombreuses années de recherche avant d’en établir la viabilité», précise Isabelle Czernichowski- Lauriol.

Les aquifères profonds, solution prometteuse

Reste la principale option: les aquifères salins profonds, de vastes couches géologiques poreuses et perméables situées à plus de 800 m de profondeur. L’eau qu’ils contiennent est bien plus salée que l’eau de mer et donc totalement impropre à la consommation. Parfois, ces aquifères recèlent des gisements d’hydrocarbures ou même des réservoirs naturels de CO2. Leur potentiel est immense: alors que les anciens gisements d’hydrocarbures pourraient contenir un tiers des émissions anthropiques générées en un siècle, les experts estiment que la capacité des aquifères salins est dix fois plus grande. De plus, ils sont bien répartis sur la planète, ce qui rend leur exploitation envisageable un peu partout sur le globe.

Le stockage géologique dans ce type de formation géologique est opérationnel depuis 1996 sur le site de Sleipner, en Norvège, où la compagnie Statoil réinjecte au sein de la formation d’Utsira, un aquifère gréseux enfoui à 800 m sous le sol de la Mer du Nord, le CO2 provenant du traitement du gaz naturel. Premier projet pilote au monde de stockage géologique de CO2, Sleipner s’impose, du moins jusqu’à ce jour, comme une grande réussite. «Aucune fuite n’a été enregistrée sur plus de dix ans d’injection de CO2», se réjouit Andrew Chadwick, géophysicien au sein du British Geological Survey – BGS (UK) et responsable des technologies de monitoring pour CO2Remove. Ce projet européen vise à établir les modalités de la surveillance du stockage du CO2 en se fondant sur plusieurs sites pilotes. Pour ce faire, les chercheurs étudient le site de Sleipner, mais aussi celui de In Salah, en Algérie, où le CO2 est injecté dans un aquifère profond on shore, ou encore celui de Snohvit, une autre initiative de stockage géologique offshore implantée en Norvège.

«Les résultats des six études sismiques en trois dimensions effectuées à Sleipner sont des clés essentielles pour comprendre les mouvements du panache de CO2», poursuit Chadwick. «Ce dernier se comporte exactement comme nous l’avions prévu. Il remonte vers le haut du réservoir et est bloqué par la roche-couverture avant de se déplacer horizontalement de part et d’autre du puits d’injection.»

Un processus plus sûr à long terme

Plusieurs mécanismes s’opèrent dans les réservoirs pour retenir le CO2. Mécanismes, qui, avec le temps, et à des degrés divers, peuvent se combiner ou se succéder selon le type de réservoir concerné. «Le CO2 injecté est préalablement mis sous pression afin qu’il prenne la forme d’un gaz supercritique, ce qui facilite sa diffusion et réduit son volume», explique Andrew Chadwick. Pour assurer ces conditions de pression, le réservoir de stockage doit être au moins à 800 m de profondeur.

«Sous forme supercritique, le CO2 est moins dense que l’eau salée de l’aquifère, ce qui explique sa migration vers le haut du réservoir. Un phénomène qualifié de piégeage structural. Au fil du temps, il est prévu que le CO2 se dissolve progressivement dans l’eau et migre vers le fond car l’eau chargée en CO2 est plus lourde. Ainsi, on estime qu’en 7 000 ans, l’ensemble du CO2 subirait ce piégeage par dissolution à Sleipner. Sur une échelle de temps beaucoup plus grande, le CO2 pourrait également réagir avec les minéraux environnants pour former des carbonates. À Sleipner, où la formation Utsira contient beaucoup de quartz et réagit peu au contact du CO2, ce piégeage minéral sera probablement limité.»

En somme, si les projections des experts sont exactes, plus le CO2 est stocké longuement, moins les risques de fuites sont importants. En effet, une fois dissous, le CO2 s’échappera plus difficilement du réservoir. Et s’il acquiert une forme solide, les risques de fuite deviennent quasi nuls, même si ce piégeage minéral reste, sauf caractéristiques géologiques particulières, comme pour les aquifères basaltiques, d’importance limitée.

Une surveillance accrue

Ces théories doivent être soigneusement vérifiées avant d’envisager tout déploiement commercial du stockage géologique. L’enjeu est de taille, tant le concept s’étale sur une échelle de temps énorme et concerne un environnement fondamentalement invisible. «Une tâche difficile», commente Ton Wildenborg, géologue au sein de la Nederlandse organisatie voor toegepast natuurwetenschappelijk onderzoek – TNO (NL) et coordinateur de CO2 Remove. «Nous utilisons généralement des instruments d’imagerie acoustique, qui nous permettent d’obtenir une vision assez précise du comportement du CO2 au sein du réservoir et des couches géologiques limitrophes. Ces analyses sont effectuées à des intervalles de temps d’environ deux ans en vue de suivre de près l’évolution du processus. Toutefois, les caractéristiques géologiques de chaque réservoir sont extrêmement différentes. La stratégie de surveillance doit donc être spécifique au type de formation concernée, à sa profondeur, et aux caractéristiques des roches environnantes.»

«Tout l’enjeu du projet CO2Remove réside précisément ici. En nous basant sur les sites de démonstration existants, nous tentons de mettre au point les bases technologiques nécessaires pour la surveillance et de définir les modalités de son implantation. À l’heure actuelle, nous sommes enfin parvenus à fixer un plan opérationnel de surveillance pour In Salah, ce qui ne fut pas une mince affaire, vu que cette usine de production de gaz se trouve au beau milieu du désert et que, comme pour tous les autres sites pilotes, nous devons élaborer le calendrier des mesures sur le site en tenant compte de celui d’autres équipes de recherche.»

Même combat du côté de CO2GeoNet. À la seule différence que le projet se concentre sur les techniques de surveillance permettant de détecter les fuites. «Et comme tous les sites de démonstration sont à présent étanches, nous étudions plutôt des réservoirs naturels et des zones à émanation naturelle de CO2 en surface », explique Nik Riley, géologue pour le BGS et coordinateur du réseau CO2GeoNet. «Cela nous donne un aperçu du comportement potentiel du CO2 sur le long terme et nous permet d’éprouver l’efficacité des instruments de détection des fuites. Récemment, nous avons testé sur le site de Latera, en Italie, une technique de repérage par hélicoptère qui détecte les anomalies de la végétation pouvant être induite par une fuite de CO2.»

Concept embryonnaire il y a quinze ans à peine, le CSC se développe à une allure fulgurante. Dans cette course contre la montre imposée par l’urgence climatique, l’Europe se positionne en tête de peloton: elle investit dans la recherche en la matière depuis le début des années ’90, époque à laquelle personne ne misait sur le CSC. L’objectif de l’Union pour le stockage géologique du CO2 est désormais de parvenir à mettre en place, d’ici 2015, une douzaine de sites de démonstration. Le tout en vue de déployer la technique à l’échelle commerciale dès 2020, pourvu que les résultats de recherche permettent d’en démontrer l’innocuité.

Julie Van Rossom


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Solidifier le CO2

Beaucoup moins avancée du point de vue de la recherche scientifique que le stockage géologique, la carbonatation minérale de surface est une autre option pour le stockage du CO2. Car au naturel, le CO2 atmosphérique réagit avec les roches silicatées pour former des minéraux carbonatés. Certains chercheurs proposent de faire réagir directement le CO2 avec de l’olivine ou de la serpentine, deux roches silicatées disponibles en large quantité. D’autres envisagent de faire une pierre deux coups, en carbonatant des déchets industriels, tels que des saumures alcalines ou des laitiers d’aciéries. «La carbonatation est techniquement réalisable, mais d’impact réduit en regard des émissions de CO2 anthropiques. Elle pourrait néanmoins devenir une option de niche intéressante, envisageable à l’échelle d’une usine, par exemple», remarque Isabelle Czernichowski-Lauriol.



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