[ca] L'emmagatzematge geològic de carboni (AGC) és molt prometedor per a mitigar les emissions atmosfèriques de CO2, per la qual cosa la capacitat de segellament de les roques mare és fonamental a mesura que s'amplia l'emmagatzematge. Malgrat les excel·lents capacitats de segellament observades en mostres de roca intacta en experiments de laboratori, la presència de discontinuïtats com a plans d'estratificació, fractures i falles en aplicacions a escala de camp planteja reptes de monitoratge. L'objectiu d'aquesta tesi és desenvolupar una metodologia per a caracteritzar possibles emplaçaments geoenergéticos amb baixes emissions de carboni en diverses escales espaciotemporals, des de mil·límetres i nanosegons fins a quilòmetres i dècades. La tesi empra un enfocament multiescala, començant amb recerques a gran escala i avançant cap a laboratoris de roques subterrànies in situ i recerques de laboratori. La fase inicial explora quatre solucions analítiques de la difusió de la pressió de porus amb fonts periòdiques per a permetre la interpretació en temps real de les dades in situ. Les comparacions amb les solucions numèriques, que incorporen la deformació del jaciment deguda a les ones de pressió, revelen resultats coherents quan es mantenen supòsits idèntics. Malgrat els diferents patrons de propagació de les ones en funció de l'aplicació (emmagatzematge d'energia, injecció de líquids en esquistos i estimulació de sistemes geotèrmics millorats), els errors es mantenen per sota del 3% per a les variacions de la tensió mitjana efectiva en tots els casos. Aquest enfocament permet reaccionar amb rapidesa davant imprevistos, la qual cosa és crucial per a la presa de decisions en temps real. La fase següent consisteix en simulacions hidromecànices acoblades per deformació plana de la injecció periòdica de CO2 durant 20 anys, simulant l'experiment CO2LPIE en el Laboratori Subterrani de Roques de Mont Terri. Els resultats posen en relleu el comportament anisótropo del material, que influeix en els canvis de pressió de porus i les variacions de tensió al llarg dels plans d'estratificació. Els efectes capil·lars en els porus a nanoescala impedeixen la penetració de CO2 en l'argila Opalinus, provocant la seva dissolució en la salmorra resident. Les oscil·lacions de la pressió de porus imposades en el pou d'injecció s'atenuen en desenes de centímetres, la qual cosa subratlla la necessitat de disposar de pous de monitoratge estretament situats per a observar el senyal periòdic. Finalment, un model numèric en 3D simula la injecció d'aigua en un espècimen fracturat d'argila Opalinus, tenint en compte la geometria de la fractura amb canvis d'obertura dependents de la tensió. El model revela una amplitud de magnitud de nou ordres en la permeabilitat de la fractura, la qual cosa repercuteix en el flux de fluids dins de l'espècimen de roca. Per a aconseguir el millor ajust amb els resultats experimentals és necessari incorporar una rigidesa normal natural de la fractura que oscil·la entre 18,7 MPa/mm amb tensions mitjanes efectives més baixes i 187,2 MPa/mm amb confinaments més alts. Això subratlla la importància de definir els paràmetres hidromecánicos de les fractures en condicions realistes.

[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.