[en] Geological Carbon Storage (GCS) holds immense promise for mitigating atmospheric CO2 emissions, making the sealing capacity of caprocks pivotal as storage scales up. Despite excellent sealing capacities observed in intact rock samples in laboratory experiments, the presence of discontinuities like bedding planes, fractures, and faults in field-scale applications poses monitoring challenges. This thesis aims to develop a methodology for characterizing potential low-carbon geo-energy sites across various spatiotemporal scales, spanning from millimeters and nanoseconds to kilometers and decades. To achieve this, the thesis employs a multi-scale approach, starting with large-scale investigations and progressing to in-situ underground rock laboratories and laboratory investigations. The initial phase explores four analytical solutions of pore pressure diffusion with periodic sources to enable real-time interpretation of in-situ data. Comparisons with numerical solutions, incorporating reservoir deformation due to pressure waves, reveal consistent results when identical assumptions are maintained. Despite distinct wave propagation patterns depending on the application (energy storage, liquid injection into shale, and enhanced geothermal systems stimulation), errors remain below 3% for effective mean stress variations across all cases. This approach allows for rapid reactions to unexpected events, crucial in real-time decision-making. The subsequent phase involves plane-strain coupled hydro-mechanical simulations of periodic CO2 injection for 20 years, simulating the CO2LPIE experiment at Mont Terri Underground Rock Laboratory. Results highlight the anisotropic behavior of the material, influencing pore pressure changes and stress variations along bedding planes. Capillary effects in nanoscale pores prevent CO2 penetration into Opalinus Clay, causing it to dissolve into the resident brine. Pore pressure oscillations imposed at the injection well attenuate within tens of centimeters, emphasizing the need for closely located monitoring boreholes to observe the periodic signal. Finally, a 3D numerical model simulates water injection into a fractured Opalinus Clay specimen, accounting for fracture geometry with stress-dependent aperture changes. The model reveals a significant nine-order magnitude span in fracture permeability, impacting fluid flow within the rock specimen. Achieving the best fit with experimental results involves incorporating a natural fracture normal stiffness ranging from 18. 7 MPa/mm at lower effective mean stresses to 187. 2 MPa/mm at higher confinements. This underscores the critical importance of defining hydro-mechanical parameters of fractures under realistic stress conditions, with implications for secure underground storage. In summary, this thesis provides a comprehensive methodology for characterizing low-carbon geo-energy sites at multiple scales. Analytical solutions offer real-time insights, coupled hydro-mechanical simulations illuminate material anisotropy, and 3D numerical models reveal fracture behavior. The findings contribute to advancing the understanding and implementation of Geological Carbon Storage, offering crucial insights for environmentally sustainable energy practices.

[es] El almacenamiento geológico de carbono (AGC) es muy prometedor para mitigar las emisiones atmosféricas de CO2, por lo que la capacidad de sellado de las rocas madre es fundamental a medida que se amplía el almacenamiento. A pesar de las excelentes capacidades de sellado observadas en muestras de roca intacta en experimentos de laboratorio, la presencia de discontinuidades como planos de estratificación, fracturas y fallas en aplicaciones a escala de campo plantea retos de monitorización. El objetivo de esta tesis es desarrollar una metodología para caracterizar posibles emplazamientos geoenergéticos con bajas emisiones de carbono en varias escalas espaciotemporales, desde milímetros y nanosegundos hasta kilómetros y décadas. La tesis emplea un enfoque multiescala, comenzando con investigaciones a gran escala y avanzando hacia laboratorios de rocas subterráneas in situ e investigaciones de laboratorio. La fase inicial explora cuatro soluciones analíticas de la difusión de la presión de poros con fuentes periódicas para permitir la interpretación en tiempo real de los datos in situ. Las comparaciones con las soluciones numéricas, que incorporan la deformación del yacimiento debida a las ondas de presión, revelan resultados coherentes cuando se mantienen supuestos idénticos. A pesar de los distintos patrones de propagación de las ondas en función de la aplicación (almacenamiento de energía, inyección de líquidos en esquistos y estimulación de sistemas geotérmicos mejorados), los errores se mantienen por debajo del 3% para las variaciones de la tensión media efectiva en todos los casos. Este enfoque permite reaccionar con rapidez ante imprevistos, lo que es crucial para la toma de decisiones en tiempo real. La fase siguiente consiste en simulaciones hidromecánicas acopladas por deformación plana de la inyección periódica de CO2 durante 20 años, simulando el experimento CO2LPIE en el Laboratorio Subterráneo de Rocas de Mont Terri. Los resultados ponen de relieve el comportamiento anisótropo del material, que influye en los cambios de presión de poro y las variaciones de tensión a lo largo de los planos de estratificación. Los efectos capilares en los poros a nanoescala impiden la penetración de CO2 en la arcilla Opalinus, provocando su disolución en la salmuera residente. Las oscilaciones de la presión de poro impuestas en el pozo de inyección se atenúan en decenas de centímetros, lo que subraya la necesidad de disponer de pozos de monitorización estrechamente situados para observar la señal periódica. Por último, un modelo numérico en 3D simula la inyección de agua en un espécimen fracturado de arcilla Opalinus, teniendo en cuenta la geometría de la fractura con cambios de apertura dependientes de la tensión. El modelo revela una amplitud de magnitud de nueve órdenes en la permeabilidad de la fractura, lo que repercute en el flujo de fluidos dentro del espécimen de roca. Para lograr el mejor ajuste con los resultados experimentales es necesario incorporar una rigidez normal natural de la fractura que oscila entre 18, 7 MPa/mm con tensiones medias efectivas más bajas y 187, 2 MPa/mm con confinamientos más altos. Esto subraya la importancia de definir los parámetros hidromecánicos de las fracturas en condiciones realistas.