[en] Coupled thermo-hydro-mechanical (THM) effects related to geologic carbon storage should be understood and quantified in order to convince the public that carbon dioxide (CO2) injection is safe. This Thesis aims to improve such understanding by developing methods to: evaluate the CO2 plume geometry and fluid pressure evolution; define a field test to characterize the maximum sustainable injection pressure and the hydromechanical (HM) properties of the aquifer and the caprock; and propose an energy efficient injection concept that improves the caprock mechanical stability in most geological settings due to thermo-mechanical effects. First, we investigate numerically and analytically the effect of CO2 density and viscosity variability on the position of the interface between the CO2-rich phase and the formation brine. We introduce a correction to account for this variability in current analytical solutions. We find that the error in the interface position caused by neglecting CO2 compressibility is relatively small when viscous forces dominate. However, it can become significant when gravity forces dominate, which is likely to occur at late times and/or far from the injection well. Second, we develop a semianalytical solution for the CO2 plume geometry and fluid pressure evolution, accounting for CO2 compressibility and buoyancy effects in the injection well. We formulate the problem in terms of a CO2 potential that facilitates solution in horizontal layers, in which we discretize the aquifer. We find that when a prescribed CO2 mass flow rate is injected, CO2 advances initially through the top portion of the aquifer. As CO2 pressure builds up, CO2 advances not only laterally, but also vertically downwards. However, the CO2 plume does not necessarily occupy the whole thickness of the aquifer. Both CO2 plume position and fluid pressure compare well with numerical simulations. Third, we study potential failure mechanisms, which could lead to CO2 leakage, in an axysimmetric horizontal aquifercaprock system, using a viscoplastic approach. Simulations illustrate that, depending on boundary conditions, the least favorable situation may occur at the beginning of injection. However, in the presence of low-permeability boundaries, fluid pressure continues to rise in the whole aquifer, which may compromise the caprock integrity in the long-term. Next, we propose a HM characterization test to estimate the HM properties of the aquifer and caprock at the field scale. We obtain curves for overpressure and vertical displacement as a function of the volumetric strain term obtained from a dimensional analysis of the HM equations. We can then estimate the values of the Young¿s modulus and the Poisson ratio of the aquifer and the caprock by introducing field measurements in these plots. Results indicate that induced microseismicity is more likely to occur in the aquifer than in the caprock. The onset of microseismicity in the caprock can be used to define the maximum sustainable injection pressure to ensure a safe permanent CO2 storage. Finally, we analyze the thermodynamic evolution of CO2 and the THM response of the formation and the caprock to liquid (cold) CO2 injection. We find that injecting CO2 in liquid state is energetically more efficient than in supercritical state because liquid CO2 is denser than supercritical CO2. Thus, the pressure required at the wellhead is much lower for liquid than for gas or supercritical injection. In fact, the overpressure required at the aquifer is also smaller because a smaller fluid volume is displaced. The temperature decrease close to the injection well induces a stress reduction due to thermal contraction of the media. This can lead to shear slip of pre-existing fractures in the aquifer for large temperature contrasts in stiff rocks, which could enhance injectivity. In contrast, the mechanical stability of the caprock is improved in stress regimes where the maximum principal stress is the vertical.

[es] Los procesos termo-hidro-mecánicos relacionados con el almacenamiento geológico de carbono deben ser entendidos y cuantificados para demostrar a la opinión pública de que la inyección de dióxido de carbono (CO2) es segura. Esta Tesis tiene como objetivo mejorar dicho conocimiento mediante el desarrollo de métodos para: (1) evaluar la evolución tanto de la geometría de la pluma de CO2 como de la presión de los fluidos; (2) definir un ensayo de campo que permita caracterizar la presión de inyección máxima sostenible y los parámetros hidromecánicos de las rocas sello y almacén; y (3) proponer un nuevo concepto de inyección que es energéticamente eficiente y que mejora la estabilidad de la roca sello en la mayoría de escenarios geológicos debido a efectos termo-mecánicos. modelo viscoplástico. Las simulaciones ilustran que, dependiendo de las condiciones de contorno, el momento más desfavorable ocurre al inicio de la inyección. Sin embargo, si los contornos son poco permeables, la presión de fluido continúa aumentando en todo el acuífero, lo que podría llegar a comprometer la estabilidad de la roca sello a largo plazo. Para evaluar dichos problemas, proponemos un ensayo de caracterización hidromecánica a escala de campo para estimar las propiedades hidromecánicas de las rocas sello y almacén. Obtenemos curvas para la sobrepresión y el desplazamiento vertical en función del término de la deformación volumétrica obtenido del análisis adimensional de las ecuaciones hidromecánicas. Ajustando las medidas de campo a estas curvas se pueden estimar los valores del módulo de Young y el coeficiente de Poisson del acuífero y del sello. Los resultados indican que la microsismicidad inducida tiene más probabilidades de ocurrir en el acuífero que en el sello. El inicio de la microsismicidad en el sello marca la presión de inyección máxima sostenible para asegurar un almacenamiento permanente de CO2 seguro. Finalmente, analizamos la evolución termodinámica del CO2 y la respuesta termohidro- mecánica de las rocas sello y almacén a la inyección de CO2 líquido (frío). Encontramos que inyectar CO2 en estado líquido es energéticamente más eficiente porque al ser más denso que el CO2 supercrítico, requiere menor presión en cabeza de pozo para una presión dad en el acuífero. De hecho, esta presión también es menor en el almacén porque se desplaza un volumen menor de fluido. La disminución de temperatura en el entorno del pozo induce una reducción de tensiones debido a la contracción térmica del medio. Esto puede producir deslizamiento de fracturas existentes en acuíferos formados por rocas rígidas bajo contrastes de temperatura grandes, lo que podría incrementar la inyectividad de la roca almacén. Por otro lado, la estabilidad mecánica de la roca sello mejora cuando la tensión principal máxima es la vertical. Primero, investigamos numérica y analíticamente los efectos de la variabilidad de la densidad y viscosidad del CO2 en la posición de la interfaz entre la fase rica en CO2 y la salmuera de la formación. Introducimos una corrección para tener en cuenta dicha variabilidad en las soluciones analíticas actuales. Encontramos que el error producido en la posición de la interfaz al despreciar la compresibilidad del CO2 es relativamente pequeño cuando dominan las fuerzas viscosas. Sin embargo, puede ser significativo cuando dominan las fuerzas de gravedad, lo que ocurre para tiempos y/o distancias largas de inyección. Segundo, desarrollamos una solución semianalítica para la evolución de la geometría de la pluma de CO2 y la presión de fluido, teniendo en cuenta tanto la compresibilidad del CO2 como los efectos de flotación dentro del pozo. Formulamos el problema en términos de un potencial de CO2 que facilita la solución en capas horizontales, en las que hemos discretizado el acuífero. El CO2 avanza inicialmente por la porción superior del acuífero. Pero a medida que aumenta la presión de CO2, la pluma crece no solo lateralmente, sino también hacia abajo, aunque no tiene porqué llegar a ocupar todo el espesor del acuífero. Tanto la interfaz CO2-salmuera como la presión de fluido muestran una buena comparación con las simulaciones numéricas. En tercer lugar, estudiamos posibles mecanismos de rotura, que podrían llegar a producir fugas de CO2, en un sistema acuífero-sello con simetría radial, utilizando un