[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.

[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.