# Estimation des capacités de stockage géologique de co2 en France métropolitaine

Ophélie Pascault Gauci, Michael Chepy, Thibaut Fleury, Nicolas Gonthier, Marc Blaizot, Jean-Yves Froute, André Burnol, Aurélien Bordenave, Thomas Le Guénan, Isabelle Thinon, et al.

► To cite this version:

Ophélie Pascault Gauci, Michael Chepy, Thibaut Fleury, Nicolas Gonthier, Marc Blaizot, et al. Estimation des capacités de stockage géologique de co2 en France métropolitaine. BRGM/RP-74263-FR, Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM); AKKODIS; CVA GROUP; GEO-STOCK; IFPEN; TEREGA; TOTALENERGIES; UNIVERSITE DE LORRAINE; AVENIA. 2025. hal-05371604

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# ESTIMATION DES CAPACITES DE STOCKAGE GEOLOGIQUE DE CO2 EN FRANCE METROPOLITAINE

<figure><img src="image_1.png" /></figure>

EXPERTISES

EVASTOCO2

## RAPPORT DE SYNTHESE

Février 2025
# REMERCIEMENTS

LECOMTE Jean-Claude (DGEC/BRESS), PAQUIER Carol (DGEC/BRESS), BOUVIER Solène (ADEME), HAEMMERLEIN Mathilde (ADEME), PILLET Adeline (ADEME), TOMA Oksana (ADEME).

# CITATION DE CE RAPPORT

PASCAULT GAUCI Ophélie, CHEPY Michael, AKKODIS, FLEURY Thibaut, GONTHIER Nicolas, BLAIZOT Marc, FROUTE Jean-Yves, AVENIA, BURNOL André, BORDENAVE Aurélien, Le GUENAN Thomas, THINON Isabelle, BECCALETTO Laurent, GRATALOUP Sandrine, SERRANO Olivier, BRGM, CARLIER Benjamin, LE GALLO Yann, GEOSTOCK, RIGOLLET Christophe, CVA, GUILLON Valentin, BOSSIE-CODREANU Dan, IFPEN, BOUGEARD Didier, STANKOFF Maud, MANGEON-FAIRWEATHER Andrew, ADLER Frank, THIBEAU Sylvain, TOTALENERGIES, TILLY Ronan, TEREGA, PIRONON Jacques, HEMELSDAEL Romain, UNIVERSITÉ DE LORRAINE. 2025. Estimation des capacités de stockage géologique de CO₂ en France métropolitaine (EVASTOCO2). 70 pages.

Cet ouvrage est disponible en ligne sur https://librairie.ademe.fr/industrie-et-production-durable/7966-estimation-des-capacites-de-stockage-geologique-de-co2-en-france-metropolitaine.html et https://www.ecologie.gouv.fr/politiques-publiques/capture-valorisation-stockage-du-carbone-cvsc-carbon-capture-utilization-and

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## Ce document est diffusé par l'ADEME

### ADEME

20, avenue du Grésillé
BP 90 406 | 49004 Angers Cedex 01

Numéro de contrat : 2397D0052

Étude réalisée par AKKODIS, AVENIA, BRGM, CVA, Geostock, IFPEN, Teréga, TotalEnergies, et Université de Lorraine, cofinancée par l'ADEME

### Projet de recherche coordonné par le BRGM

### Commanditaire – DGEC/BRESS : LECOMTE Jean-Claude et PAQUIER Carol

### Coordination technique - ADEME : BOUVIER Solène, HAEMMERLEIN Mathilde et PILLET Adeline

### Direction Entreprises et Transitions Industrielles – Service de la Décarbonation de l'Industrie et H₂
Résumé

L'étude EVASTOCO2 a permis d'estimer les capacités théoriques de stockage de CO2 en France métropolitaine à partir de l'état des connaissances actuelles et selon une méthodologie commune entre les 9 partenaires. Les réservoirs d'hydrocarbures déplétés ainsi que les aquifères salins profonds terrestres (onshore) et marins (offshore) sont des ressources potentielles de stockage. Cinq zones dans les grands bassins sédimentaires en France hexagonale ont été pré-ciblées : 1) Façade Atlantique (Manche et plateau aquitain) ; 2) Bassin parisien ; 3) Bassin lorrain (Carbonifère-Permien) ; 4) Bassin aquitain ; et 5) Bassin du Sud-Est et golfe du Lion. Deux méthodes de calcul se basant sur une formulation volumétrique différente ont été utilisées pour estimer les capacités statiques de stockage ainsi que l'incertitude associée (méthodes M1 et M2). La première méthode M1 basée sur la littérature internationale estime la capacité à partir de coefficients d'efficacité du stockage (en anglais *Storage Efficiency Factor*) notés SEF qui dépendent de la lithologie et de l'échelle du stockage. Les résultats avec la méthode M1 permettent une comparaison avec les évaluations antérieures réalisées en France et à l'étranger. La seconde méthode M2 basée sur des paramètres physiques évalue le volume de stockage disponible pour le CO2 en supposant une surpression admissible maximale de 20 % par rapport à la pression initiale pour les aquifères salins ou un retour à la pression initiale pour les réservoirs déplétés.

Concernant les réservoirs déplétés, les capacités de stockage sont à terre, pour l'essentiel dans le Bassin aquitain (notamment dans le gisement de gaz de Lacq) et pour moins de 2 % dans le Bassin parisien. Ces capacités totales pour les réservoirs déplétés sont estimées à 667 Millions de tonnes (Mt) en utilisant les résultats les plus adaptés parmi M1 et M2.

Pour ce qui est des aquifères salins profonds terrestres, le plus grand potentiel de stockage se trouve hors structure, notamment dans les Bassins parisien et lorrain. Dans le Bassin aquitain, le potentiel est moins important mais est estimé dans des structures fermées. Il existe des capacités significatives mais plus théoriques à ce stade en mer, que ce soit dans le golfe du Lion ou sur la façade Atlantique. En utilisant la méthode M1, ces capacités sont estimées à 13 026 Mt à terre et 37 195 Mt en mer. La méthode M1 suretime en général largement les capacités réelles. En utilisant la méthode la plus adaptée parmi M1 et M2, les capacités de stockage sont de 2 343 Mt à terre (dont 117 Mt en structures fermées) et de 1 740 Mt en mer (dont 309 Mt en structures fermées). La fourchette d'incertitude avec la méthode M2 entre les deux quantiles Q90 et Q10 est inférieure à ± 20 %. L'incertitude est cependant significative entre les deux méthodes M1 et M2 pour les aquifères salins.

Pour les ressources prospectives dans les pièges géologiques, la meilleure estimation est de 1,1 Gt. Dans les aquifères salins hors structure géologique, pour les zones l'ayant calculée, la meilleure estimation est de 3,7 Gt de capacités de stockage additionnelles.

L'étude mentionne aussi les données manquantes et calcule un indice de fiabilité global par zone et par méthode (M1 et M2). Elle a également identifié les interférences possibles avec d'autres usages du sous-sol à partir d'un recensement des usages existants ou passés. En complément de ce rapport de synthèse, une cartographie au format SIG (shapefile) assemble ces données sur les autres usages du sous-sol ainsi que les estimations de potentiel de stockage de CO2 dans les zones ciblées en France hexagonale avec les incertitudes associées.

Ce rapport constitue un cadre de référence prospectif pour permettre d'initier, soit des compléments d'investigation, soit des opérations concrètes sur des sites de stockage potentiels. Les perspectives seront de retraiter et ré-interpréter les données existantes (données sismiques 2D/3D et puits sur les zones d'intérêt) et d'acquérir de nouvelles données multi-échelles géophysiques et géomécaniques (sismiques 3D ciblées et acquisitions par puits) afin de construire des modèles dynamiques pour évaluer, à une échelle plus locale, des capacités effectives en garantissant un stockage de CO2 sûr et pérenne.
Abstract

The EVASTOCO2 study estimated theoretical CO₂ storage capacities in European France based on the current state of knowledge and using a common methodology between the 9 partners. Depleted hydrocarbon reservoirs as well as deep saline aquifers onshore and offshore are potential storage resources. Five zones in the large sedimentary basins in mainland France were pre-targeted: 1) Atlantic Coast (the English Channel and Aquitaine Plateau); 2) Paris Basin; 3) Lorraine Basin (Carboniferous-Permian); 4) Aquitaine Basin and 5) South-Eastern Basin & Gulf of Lion. Two calculation methods based on a different volumetric formulation were used to estimate static storage capacities and the associated uncertainty (methods M1 and M2). The first method M1 based on international literature estimates the storage capacity using Storage Efficiency Factors (SEF) that depend on the lithology and scale of storage. The results using M1 allow a comparison with previous assessments carried out in France and abroad. The second method M2 based on physical parameters evaluates the storage volume available for CO₂ by assuming a maximum admissible overpressure of 20 % compared with initial pressure for saline aquifers or a return to the initial pressure for depleted reservoirs.

Concerning depleted hydrocarbon reservoirs, the storage capacities are onshore, mainly in the Aquitaine Basin (notably in the Lacq gas field) and for less than 2 % in the Paris Basin. These total capacities in depleted hydrocarbon reservoirs are estimated at 667 millions of tons (Mt) using the most adapted results between M1 and M2.

Regarding deep onshore saline aquifers, the greatest storage potential is out of structural traps, particularly in the Paris Basin & Eastern Basin. The potential is less important in Aquitaine Basin but is estimated in traps. At this stage, there is significant but more theoretical offshore capacity, both in the Gulf of Lion and on the Atlantic coast. Using M1, these capacities are estimated at 13,026 Mt onshore and 37,195 Mt offshore. The M1 method generally largely overestimates the real capacities. Using the most suitable method between M1 and M2, the theoretical storage capacities are 2,343 Mt onshore (including 117 Mt in closed structures) and 1,740 Mt offshore (including 309 Mt in closed structures). The uncertainty range with M2 between the two quantiles Q90 and Q10 is less than ± 20 %. However, there is significant uncertainty between the two methods M1 and M2 for estimating the deep saline aquifers potential.

The best estimation for prospective resources in geological traps is about 1.1 Gt. Regarding additional resources in saline aquifers out of structural traps, the best estimate is 3.7 Gt for the areas which calculated it.

The study also mentions the missing data and calculates an overall reliability index by zone and by method (M1 and M2). It also mentions the possible interferences with other subsurface uses based on the inventory of existing or past uses. In addition to this summary report, a summary map in GIS format (shapefile) brings together these data on other subsurface uses as well as the estimates of CO₂ storage potential in the targeted areas in European France with the associated uncertainties.

This report constitutes a prospective reference framework to enable the initiation of either additional investigations or concrete operations on potential storage sites. The prospects will be to reprocess and re-interpret existing data (2D/3D seismic data and wells on the areas of interest) then to acquire new multi-scale geophysical and geomechanical data (targeted 3D seismic and well acquisitions) in order to build dynamic models to evaluate, on a more local scale, effective capacities while guaranteeing safe and permanent CO₂ storage.
# Avertissement : Enjeux et limites de l'étude EVASTOCO2

Afin de parvenir aux objectifs européens de réduction des émissions de gaz à effet de serre, l'Union Européenne s'est fixée comme objectif de stocker 50 Mt CO₂/an d'ici 2030. Ceci nécessite donc un rapide déploiement des infrastructures de la chaîne de valeur de captage, transport et stockage du CO₂ (CCS en anglais). Pour ce faire, la Commission Européenne a renforcé le cadre européen via la mise en application depuis juin 2024 du *Net Zero Industry Act* (NZIA) qui vise, entre autres, à créer un atlas des potentiels sites de stockage en Europe. Ainsi, chaque État Membre doit fournir les données et informations des éventuels sites de stockage spécifiques à son pays. En parallèle, l'État français a publié à l'été 2024 sa vision sur l'état des lieux et les perspectives de déploiement du *Carbon Capture Utilisation & Storage* (CCUS en anglais) en France.

C'est dans ce contexte que s'inscrit l'étude EVASTOCO2, dont l'objectif est de fournir une estimation des capacités théoriques de stockage en France métropolitaine. Les données fournies dans cette étude permettent une quantification des potentiels théoriques de stockage également appelés "ressources prospectives"<fnref n="1" />, basée uniquement sur l'analyse des connaissances et données existantes. Ainsi, les capacités de stockage réelles seront nécessairement plus limitées.

L'étude recense différentes typologies d'unités de stockage, en réservoirs déplétés ou aquifères salins. Concernant plus particulièrement les aquifères salins, les pièges structuraux<fnref n="2" /> tout comme les pièges hors structure<fnref n="3" /> ont été considérés dans cette étude. De par la variété des bassins étudiés, la durée restreinte de l'étude et la variation de la qualité et de la quantité des données géologiques existantes en fonction des zones, tous les types d'unités de stockage n'ont pas pu être étudiés de manière homogène entre les bassins visés par l'étude. Par exemple, seuls les aquifères salins ont pu être traités pour le bassin lorrain. La liste complète des types d'unités associées à la présence ou non d'un piège en fonction des bassins est présentée dans le Tableau 1 ci-dessous :

<table><caption>Tableau 1 : Récapitulatif des types d'unités étudiées par zone géographique</caption><thead><tr><th rowspan="2"></th><th colspan="2">Aquifère salin</th><th>Réservoir à huile déplété</th><th>Réservoir à gaz déplété</th></tr><tr><th>Piège structural</th><th>Hors piège structural</th><th>Piège structural</th><th></th></tr></thead><tbody><tr><td>Façade Atlantique</td><td>X</td><td>X</td><td></td><td></td></tr><tr><td>Bassin parisien</td><td></td><td>X</td><td>X</td><td>X</td></tr><tr><td>Bassin lorrain</td><td></td><td>X</td><td></td><td></td></tr><tr><td>Bassin aquitain</td><td>X</td><td></td><td>X</td><td>X</td></tr><tr><td>Bassin du Sud-Est et golfe du Lion</td><td>X</td><td></td><td></td><td></td></tr></tbody></table>

<footnote n="1">¹ Les ressources prospectives correspondent aux volumes potentiellement disponibles et utilisables pour stocker du CO₂. Ils ne seront cependant pas nécessairement économiquement exploitables dans le futur.</footnote>

<footnote n="2">² Un piège structural est une disposition des formations géologiques formée par leurs déformations (plissées ou faillées) à la suite de mouvements tectoniques. Les roches réservoirs peuvent alors créer un volume dit fermé, c'est-à-dire qui n'implique pas de migration de CO₂ une fois celui-ci injecté dans le sous-sol (il est donc immobile). L'exemple le plus courant de ce type de piège est celui de l'anticlinal.</footnote>

<footnote n="3">³ Un piège hors structure est une disposition de couches favorables, présentant un réservoir surmonté d'une couverture, ne créant pas un volume fermé (du moins localement) et impliquant une migration plus ou moins rapide du CO₂ par rapport à son point d'injection. D'autres mécanismes de piégeage peuvent intervenir alors, comme le piégeage capillaire, la dissolution dans l'eau et même la minéralisation à des échelles de temps très différentes selon la nature des roches.</footnote>
Par ailleurs, pour le Bassin aquitain, il a été considéré que les failles en aquifères salins sont étanches (c'est-à-dire qu'elles ne sont pas un chemin de migration vers la surface pour le CO2), hypothèse appuyée par de nombreuses données d'exploitation disponibles du fait de la présence de nombreux champs d'hydrocarbures sur faille dans la région aquitaine. La zone d'exclusion de 2 km autour des failles n'a donc pas été appliquée pour ce bassin-ci uniquement.

Concernant la manière de calculer ce potentiel de capacités de stockage, deux méthodes de calcul statiques ont été utilisées pour l'ensemble des zones et peuvent donner des résultats différents aboutissant à de fortes incertitudes. La méthode M1 se base sur des coefficients d'efficacité de stockage (SEF) issus de la littérature, affectant un volume poreux disponible. La méthode M2 est quant à elle basée sur une équation physique, incluant pour les aquifères salins une surpression admissible de 20 % comparée à la pression initiale du réservoir<fnref n="4" />, et pour les réservoirs déplétés un retour à la pression initiale<fnref n="5" />.

Certaines adaptations méthodologiques ont été faites, notamment par rapport au type de stockage visé. Pour les pièges en réservoirs déplétés à gaz, une variation à la méthode M1 a été employée pour pouvoir évaluer ces capacités de stockage au cours du temps.

Pour chaque méthode, des incertitudes ont été estimées par les quantiles Q10 (le plus conservateur), Q50 et Q90. Cependant, certains, voire tous les quantiles, n'ont parfois pas pu être calculés pour la méthode M1. C'est le cas pour les réservoirs déplétés des Bassins parisien et aquitain, où la méthode M1 ne semblait en effet pas être adaptée (notamment à cause du SEF) pour des gisements parfois abandonnés depuis plusieurs années. Pour la façade Atlantique, la méthode M1 semblait surestimer les capacités de stockage, donnant un ratio de 10 à 100 entre ce qui était obtenu par la méthode M1 et la méthode M2. La méthode M2 a alors été privilégiée dans ce cas.

Au vu de la différence de quantité et qualité des données entre toutes les zones étudiées, un indice de fiabilité a été mis en place. En d'autres termes, il s'agit d'un degré de confiance dans les résultats des capacités obtenus par les différentes méthodes de calcul. Il évalue en fonction de plusieurs critères pseudo-quantitatifs (origine, représentativité et poids des variables dans les formules) toutes les valeurs d'entrée des méthodes de calcul pour chaque unité de stockage.

L'étude EVASTOCO2 constitue une première étape de capitalisation des connaissances actuelles relatives aux capacités potentielles (ressources) de stockage françaises, avec les limites évoquées précédemment. Des travaux complémentaires seront donc nécessaires à l'avenir pour acquérir de nouvelles données et les interpréter (notamment dans de nouvelles études dynamiques), ce qui permettra ainsi d'affiner ces capacités et de passer du statut de "ressources" à "réserves"<fnref n="6" />.

Toutefois, si ces évaluations préliminaires mènent au souhait d'investiguer de manière plus approfondie certaines zones et types de piégeage, il restera indispensable de démontrer que le CO2 y soit stocké de manière sûre et permanente. En effet, le stockage géologique du CO2 est régi par la directive européenne n°2009/31 sur le CCS de 2009, transposée en droit français dans le code de l'environnement, imposant de démontrer le caractère sûr et pérenne des sites de stockages. À ce stade d'évaluation préliminaire, nul ne peut dire si les capacités estimées, qu'elles soient associées à des pièges structuraux ou non, seront sûres et pérennes.

<footnote n="4">⁴ Avant de faire du stockage de CO₂ dans un aquifère salin, le réservoir est à une pression donnée (dite pression initiale, Pᵢ). Le fait d'injecter du CO₂ va augmenter cette pression. La surpression admissible est donc la pression autorisée à être ajoutée à la Pᵢ avant d'arriver à une pression critique dite pression maximum (Pₘₐₓ). Au-delà de cette Pₘₐₓ, des risques émergent dont ceux de réouvrir des failles ou encore fracturer la roche couverture.</footnote>

<footnote n="5">⁵ Pour un réservoir déplété, sa pression réservoir (P<sub>rés</sub>) a diminué tout le long de l'exploitation d'une pression initiale (P<sub>i</sub>) à une pression finale (P<sub>f</sub>). Le fait d'injecter un nouveau fluide comme le CO₂ va réaugmenter la pression et la limite donnée pour l'injection est celle d'atteindre la P<sub>i</sub> du réservoir (car il s'agissait de la plus élevée).</footnote>

<footnote n="6">⁶ Les réserves sont définies comme des ressources qui sont techniquement et économiquement viables, donc dont le degré de confiance dans les capacités estimées est plus élevé.</footnote>
# SOMMAIRE

## 1. Contexte du projet .................................................................................... 9

## 2. Méthodologie ................................................................................................. 10

2.1. Délimitation des unités de stockage .................................................................................... 10

2.1.1. Profondeur du toit du réservoir supérieure à 900 m.................................................................................... 10

2.1.2. Salinité du réservoir supérieure à 1 g/L .................................................................................... 10

2.1.3. Prise en compte des failles .................................................................................................................... 11

2.1.4. Prise en compte de la géothermie profonde .................................................................................... 12

2.1.5. Classification des ressources de stockage de CO₂ .................................................................................... 12

2.2. Méthodes de calcul statique de la capacité de stockage de CO₂ .................................................................................... 13

2.2.1. Aquifères salins.................................................................................................................................................... 13

2.2.2. Réservoirs déplétés .................................................................................................................................................... 15

2.3. Incertitudes associées aux deux méthodes M1 et M2 .................................................................................... 17

2.3.1. Distribution empirique de la moyenne basée sur le nombre de mesures .................................................... 17

2.3.2. Traitement adopté pour calculer les cumuls de capacité.................................................................................... 17

## 3. Capacités de stockage de CO₂ par zone géographique......................... 20

3.1. Façade Atlantique (offshore) .................................................................................................................... 20

3.1.1. Pièges en réservoirs déplétés .................................................................................................................... 20

3.1.2. Pièges structuraux et hors structure en aquifères salins .................................................................................... 20

3.2. Bassin parisien (onshore)................................................................................................................................. 28

3.2.1. Pièges en réservoirs déplétés .................................................................................................................... 28

3.2.2. Pièges structuraux en aquifères salins.................................................................................................................... 30

3.2.3. Hors pièges structuraux en aquifères salins .................................................................................................................... 30

3.3. Bassin lorrain (onshore) ................................................................................................................................. 34

3.3.1. Pièges en réservoirs déplétés .................................................................................................................... 34

3.3.2. Pièges structuraux en aquifères salins.................................................................................................................... 34

3.3.3. Hors pièges structuraux en aquifères salins .................................................................................................................... 34

3.4. Bassin aquitain (onshore) ................................................................................................................................. 38

3.4.1. Pièges en réservoirs déplétés .................................................................................................................... 38

3.4.2. Pièges structuraux en aquifères salins.................................................................................................................... 41

3.4.3. Hors pièges structuraux en aquifères salins .................................................................................................................... 44

3.5. Bassin du Sud-Est (onshore) et golfe du Lion (offshore) .................................................................................... 45

3.5.1. Pièges en réservoirs déplétés .................................................................................................................... 45

3.5.2. Pièges structuraux en aquifères salins.................................................................................................................... 45

3.5.3. Hors pièges structuraux en aquifères salins .................................................................................................................... 45

## 4. Conclusion/Perspectives .................................................................................. 50

4.1. Résumé de la méthodologie générale et des limites de l'étude.................................................................................... 50

4.2. Synthèse des capacités de stockage à l'échelle de la France métropolitaine.................................................................................... 50

4.3. Synthèse de la façade Atlantique................................................................................................................................. 53

4.4. Synthèse du Bassin parisien ................................................................................................................................. 54

4.5. Synthèse du Bassin lorrain ................................................................................................................................. 54
<table><tr><td>4.6. Synthèse du Bassin aquitain</td><td>54</td></tr><tr><td>4.7. Synthèse du Bassin du Sud-Est et golfe du Lion</td><td>54</td></tr><tr><td>4.8. Conclusions et perspectives générales</td><td>55</td></tr><tr><td>4.9. Autres perspectives</td><td>55</td></tr><tr><td><strong>Références bibliographiques</strong></td><td><strong>56</strong></td></tr><tr><td><strong>Index des tableaux et figures</strong></td><td><strong>58</strong></td></tr><tr><td><strong>Acronymes</strong></td><td><strong>60</strong></td></tr><tr><td><strong>Glossaire</strong></td><td><strong>61</strong></td></tr></table>
# 1. Contexte du projet

Suite à une proposition du groupe de travail « CCUS » du Comité Stratégique de Filière - Nouveaux Systèmes Énergétiques (CSF - NSE), la Direction Générale de l'Énergie et du Climat (DGEC) a commandité l'étude EVASTOCO2 dont traite ce rapport de synthèse. Elle porte sur l'évaluation du potentiel de stockage géologique du CO2 en France hexagonale et est financée par l'Agence de la transition écologique (ADEME), puisqu'elle s'inscrit dans les missions de l'agence liées à la décarbonation de l'industrie.

Pour ce projet, cinq zones pré-ciblées par le groupe de travail « CCUS » du CSF - NSE ont été étudiées : la façade Atlantique (Manche et plateau aquitain), le Bassin parisien, le Bassin lorrain (Carbonifère-Permien), le Bassin aquitain et le Bassin du Sud-Est et golfe du Lion, toutes représentées sur la Figure 1. L'étude cible notamment deux types de stockages potentiels, d'une part des réservoirs d'hydrocarbures déplétés, et d'autre part des aquifères salins profonds. Elle a été menée en coopération avec 9 partenaires constituant le consortium de l'étude dont AKKODIS, AVENIA, le BRGM, CVA, Geostock, l'IFPEN, Teréga, TotalEnergies, et l'Université de Lorraine.

La stratégie d'étude adoptée par l'ensemble du groupe de travail est la suivante :

* Tâche 1 : Inventaire des données disponibles et identification des données manquantes ;

* Tâche 2 : Délimitation des unités de stockage ;

* Tâche 3 : Estimation du potentiel de stockage en CO2 ;

* Tâche 4 : Synthèse cartographique (SIG sous format shapefile).

L'ensemble de ce travail a pour but de fournir une synthèse complète des différentes zones, servant de base pour faire un état des lieux à destination de la filière du CCS française. Les résultats de l'étude pourront notamment aider les pouvoirs publics à élaborer une stratégie de stockage du CO2 en France métropolitaine. Elle sera aussi un point de référence pour définir des actions afin d'accélérer le développement de la filière CCS française et d'identifier des zones de prospection potentielles à destination de stockage de CO2. La synthèse cartographique constituera aussi un élément de référence de prospective pour permettre d'initier, soit des compléments d'investigation, soit des opérations concrètes sur des sites de stockage potentiels.

<figure><img src="image_2.png" /><figcaption>Figure 1 : Localisation des zones étudiées au cours d'EVASTOCO2</figcaption></figure>
## 2. Méthodologie

Suite à la réunion de lancement de l'étude EVASTOCO2, des séminaires ont été organisés par un groupe technique constitué d'experts choisis parmi les partenaires de l'étude. L'objectif des premières réunions a été de trouver un consensus au sein du groupe de travail afin d'adopter une méthodologie commune, aussi bien pour les estimations des capacités de stockage entre les différentes zones que pour l'estimation de l'incertitude associée. Ensuite, un autre séminaire a eu pour objet, en partant d'un état des lieux des classifications déjà existantes, de choisir la classification des ressources de stockage de CO₂ la plus simple et la plus adaptée pour la présentation des résultats de l'étude EVASTOCO2.

### 2.1. Délimitation des unités de stockage

#### 2.1.1. Profondeur du toit du réservoir supérieure à 900 m

Le premier argument qui a conduit à un choix d'une profondeur supérieure à 900 m sous la surface du sol (ou l'équivalent en pression hydrostatique dans le domaine offshore) a été de garder une marge de sécurité par rapport à la pression hydrostatique en haut du réservoir afin d'assurer un stockage de CO₂ à moyen et long terme dans un état supercritique (non gazeux), et ainsi optimiser les capacités de stockage du fait de l'augmentation de la densité du CO₂ (ou du mélange).

Ensuite, la pression critique du CO₂ (7,38 MPa pour le CO₂ pur) augmente avec la présence d'impuretés liées aux différents procédés de capture. À noter qu'il n'existe pas pour le moment de norme ISO pour la qualité autorisée du CO₂ injecté, mais des groupes ont été constitués en 2024 pour une publication prévue en 2026 (site AFNOR Norm'info)<fnref n="7" />. L'influence des différentes impuretés dans le CO₂ injecté est illustrée dans la Figure 2 (IEA GHG, 2011) et montre :

* Une augmentation de la pression critique du mélange avec les impuretés considérées dans cet exemple (H₂, N₂, O₂, Ar);

* Une diminution de la densité avec des impuretés pour une même température de réservoir de 330 K (57 °C).

Si la surpression admissible supposée est de 20 %, le choix d'une profondeur minimale du toit de réservoir de 900 m revient à une valeur seuil de la pression proche du point d'inflexion de la courbe de densité pour le CO₂.

Ce choix de 900 m semble donc être un bon compromis pour optimiser la densité du CO₂ injecté avec les différentes impuretés associées en s'assurant que le mélange restera sous une forme supercritique à moyen terme.

<figure><img src="image_3.png" /><figcaption>Figure 2 : Pression critique et densité à 330 K (57 °C) du CO₂ pur et des mélanges de CO₂ avec différentes impuretés (H₂, N₂, O₂, Ar). En bleu, la pression minimale autorisée en haut du réservoir ; en vert, la surpression maximale admissible (+ 20 %) (IEA GHG, 2011).</figcaption></figure>

#### 2.1.2. Salinité du réservoir supérieure à 1 g/L

L'explication de conserver les unités de stockage dont la salinité est au-dessus de 1 g/L a été d'utiliser la valeur seuil maximale de 250 mg/L fixée par la directive européenne sur les eaux destinées à la consommation humaine (Parlement européen et du Conseil, 2020) pour les chlorures et les sulfates (NaCl et MgSO₄) qui sont les deux sels principaux de l'eau de mer : le seuil de 250 mg/L correspond à 412 mg/L pour le NaCl et à 313 mg/L pour MgSO₄.

Une valeur seuil de 1 g/L est donc supérieure à la somme des concentrations maximales de ces deux sels et permet de garder une marge de sécurité tenant compte que d'autres sels que NaCl et MgSO₄ sont souvent présents dans les eaux souterraines. Un exemple de classification de ces eaux en fonction de leur salinité est illustré dans le Tableau 2. Le choix qui est fait dans

<footnote n="7">⁷ https://norminfo.afnor.org/search?term=CO2</footnote>
cette étude de ne retenir que les unités de stockage avec une valeur de salinité supérieure à 1 g/L revient donc à exclure les zones souterraines au-delà de 900 m contenant des eaux douces (salinité inférieure à 1 g/L) et de ne retenir que des eaux saumâtres (salinité entre 1 et 10 g/L) ou des eaux très salines (salinité supérieure à 10 g/L).

<table><caption>Tableau 2 : Exemple de classification des eaux en fonction de leur salinité (KLOPPMANN et al., 2010)</caption><thead><tr><td>Classe de salinité de l'eau</td><td>Concentration en sels (g/L)</td><td>Type d'eau</td></tr></thead><tbody><tr><td>Non saline</td><td>&lt; 0,5</td><td>Eaux de boisson et d'irrigation</td></tr><tr><td>Légèrement saline</td><td>Entre 0,5 et 1</td><td>Eau d'irrigation</td></tr><tr><td>Modérément saline à hautement saline</td><td>Entre 1 et 10</td><td>Eau saumâtre</td></tr><tr><td>Très hautement saline</td><td>Entre 10 et 35</td><td>Eau souterraine très saline</td></tr><tr><td>Eau de mer</td><td>Entre 30 et 40</td><td>Eau de mer</td></tr><tr><td>Saumure (définition 1)</td><td>Au-delà de 35</td><td>Saumure au sens classique</td></tr><tr><td>Saumure (définition 2)</td><td>Au-delà de 100</td><td>Saumure d'après Davis (1964)</td></tr></tbody></table>

### 2.1.3. Prise en compte des failles

Un volume de 2 km de part et d'autre des failles majeures traversant l'ensemble réservoir/couverture sera exclu dans toutes les zones étudiées (KIM et al., 2022), les failles étant supposées drainantes (sauf celles à proximité des réservoirs déplétés). Cette valeur s'inspire de la discussion d'experts de ZOBACK (2020) sur la question de la zone tampon pour les failles et la sismicité en fonction de la magnitude attendue de l'aléa sismique. Le positionnement des unités de stockage par rapport aux failles majeures et au zonage sismique peut être visualisé dans le SIG du projet et ici dans la Figure 3. Il montre un potentiel risque pour les unités localisées dans le Bassin aquitain, certaines unités étant dans un zonage sismique modéré (sismicité due à la présence proche des Pyrénées).

<figure><img src="image_4.png" /><figcaption>Figure 3 : Unités de stockage (en grisé) en France métropolitaine et positionnement par rapport aux failles majeures (en noir) et au zonage sismique en France métropolitaine (Data.gouv modifié, 2018)</figcaption></figure>
### 2.1.4. Prise en compte de la géothermie profonde

La France métropolitaine dispose d'un important potentiel géothermique (Figure 4). Ainsi, il peut sembler que d'éventuels conflits peuvent exister entre les zones de géothermie et celles de stockage de CO₂. Même si le fonctionnement d'un doublet géothermique (puits d'injection et d'extraction) n'est a priori pas incompatible avec la présence d'un stockage de CO₂ à proximité, la présence de CO₂ supercritique pourrait poser des difficultés opérationnelles (dû à des impacts physico-chimiques et thermiques) et il faut donc exclure un certain volume autour des puits géothermiques d'injection et de production. À ce jour, il n'existe pas dans la littérature ou dans la réglementation une valeur seuil fixant un périmètre à exclure autour d'un doublet géothermique. Il y a néanmoins des zones d'exploitation qui sont définies par arrêté préfectoral dans le cadre des permis d'exploitation.

Dans cette étude, seul le cas de plusieurs doublets géothermiques est considéré et il s'agit alors d'éviter une éventuelle connexion hydraulique. La zone exclue dans EVASTOCO2 est un rayon de 2 km autour des deux puits du doublet. Cette valeur a été fixée par les auteurs d'EVASTOCO2 et il parait nécessaire de réaliser ultérieurement une étude d'interaction plus approfondie entre ces deux usages.

<figure><img src="image_5.png" /><figcaption>Figure 4 : Installations actives de géothermie profonde et ressources géothermales profondes potentielles
(Ministère de la Transition Energétique, 2023)</figcaption></figure>

### 2.1.5. Classification des ressources de stockage de CO₂

Un bref état de l'art a montré l'existence des classifications suivantes citées dans le récent rapport IEA GHG (2023) :

* Celle issue du *Carbon Sequestration Leadership Forum* (CSLF ; BACHU et al., 2007);

* La *Storage Resource Management System* (SMRS ; SPE-SMRS, 2017);

* La *Storage Readiness Level* (SRL ; AKHURST et al., 2021).

Ces méthodes ne sont pas adaptées pour un premier inventaire national des ressources prospectives de stockage de CO₂ comme dans l'étude EVASTOCO2. En effet, elles sont plus utiles à comparer des projets avec différents niveaux de maturité commerciale ou réglementaire que des estimations de capacités à l'échelle nationale. Le groupe technique a donc décidé d'investiguer aussi bien les structures fermées que le potentiel des principaux réservoirs aquifères en dehors des surfaces fermées (zone d'extension sous couverture régionale) avec une classification simple. Il est décidé d'utiliser la même classification que le projet CO2StoP « Assessment of CO₂ storage potential in Europe » (GEUS, 2015) dans lequel les formations géologiques sont subdivisées en unités de stockage si les conditions d'un stockage sont réunies (c'est-à-dire dans cette étude la présence d'une roche couverture avec une profondeur de la base supérieure à 900 m et une salinité dans le réservoir au-dessus de 1 g/L), et où les pièges structuraux sont identifiés au sein de ces unités de stockage. Les réservoirs déplétés d'hydrocarbures (soit de type gaz ou huile) sont des pièges fermés (structuraux ou sédimentaires) (Figure 5).
<figure><img src="image_6.png" /><figcaption>Figure 5 : Classification des ressources de stockage de CO₂ dans EVASTOCO2</figcaption></figure>

En plus de cette classification, les choix suivants ont été faits dans les rapports de chaque zone et pour le SIG :

* Estimer les capacités pour chaque subdivision.

* Préciser pour chaque unité/sous-unité la qualité de l'ensemble des données utilisées pour le calcul de capacité avec soit un barème 1-2-3 dans le SIG associé au rapport, soit un barème de 1 à 5 utilisé pour l'indice de fiabilité global (voir définition dans la section 4.2) :

* 3 : Bonne qualité de données (équivalent à 4-5 sur une échelle de 5) ;

* 2 : Données adéquates mais certaines sont manquantes pour réduire l'incertitude (équivalent à 2-3 sur une échelle de 5) ;

* 1 : Mauvaise qualité de données et/ou de nombreux manques (1 sur une échelle de 5).

## 2.2. Méthodes de calcul statique de la capacité de stockage de CO₂

### 2.2.1. Aquifères salins

#### 2.2.1.1. Approche volumétrique reposant sur l'utilisation d'un coefficient d'efficacité SEF (M1)

Pour estimer la capacité théorique de stockage de CO₂ en aquifère salin, la première méthode choisie (M1.AS) est basée sur le remplacement partiel du volume poreux à travers l'utilisation d'un facteur d'efficacité (SEF).

$$ M_{CO_2} = V_{res} \times \rho_{CO_2} \times SEF \quad (M1.AS) $$

Avec :

$M_{CO_2}$ = Masse de CO₂ stockée

$V_{res}$ = Volume du réservoir = Aire de la surface investiguée x épaisseur de la formation x porosité

$\rho_{CO_2}$ = Masse volumique du CO₂. Par défaut prise à 700 kg/m³ (si P > 80 bars, soit une profondeur ~ supérieure à 800 m), ou en utilisant des abaques si les pressions et températures initiales sont connues et en choisissant une pression finale admissible.

SEF = Coefficient d'efficacité de stockage (Storage Efficiency Factor)

Les valeurs considérées pour le coefficient SEF sont déterminantes. Des informations complémentaires sur cette méthode et l'obtention des coefficients SEF peuvent être trouvées dans le rapport technique 2009/13 de l'IEA GHG.

Le coefficient SEF se base sur un faible nombre d'expériences actuelles du stockage de CO₂ en aquifère salin et est estimé grâce à des simulations d'injection de CO₂ à l'aide de différents modèles géologiques construits en considérant trois variables :

* La lithologie (grès, dolomies, calcaires) ;

* L'environnement de dépôt (10 environnements identifiés) ;

* La structure du piège (5 considérations possibles : tabulaire, anticlinal, dôme, monoclinal à 10°, monoclinal à 5°).
Pour rappel, la géologie d'un réservoir peut se révéler très hétérogène et décrite par de nombreux paramètres. La transposition directe de connaissances et d'évaluations réalisées sur un réservoir vers un autre, alors qu'ils ne sont pas issus des mêmes processus de formation et de diagénèse, peut s'avérer difficile sinon erronée.

Aussi, cette méthode est souvent considérée dans la littérature actuelle comme une estimation des capacités de stockage CO₂ dans le cas des aquifères salins.

Ainsi, les coefficients SEF considérés dans cette étude sont en accord avec les dernières publications de la littérature, mais l'avancée des connaissances futures pourrait remettre en question leurs valeurs.

Le Tableau 3 ci-dessous donne l'exemple de coefficients SEF utilisés, pour 3 lithologies (grès, dolomies, calcaires) dans le cas d'un stockage en aquifère salin dans des pièges structuraux. L'utilisation d'une approche probabiliste avec des valeurs Q10, Q50 et Q90 permet de proposer en fine des estimatifs probabilistes des capacités de stockage. A noter que la valeur Q10 est par convention la valeur la plus conservatrice, c'est-à-dire correspondant à la plus faible estimation de stockage de CO₂ (convention inverse de celle souvent adoptée dans le domaine pétrolier, voir Glossaire).

<table><caption>Tableau 3 : Exemples de coefficients SEF utilisés dans la méthode d'estimation des capacités de stockage M1.AS</caption><thead><tr><th></th><th>Q10</th><th>Q50</th><th>Q90</th></tr></thead><tbody><tr><td>Grès</td><td>4,62 %</td><td>6,79 %</td><td>14,92 %</td></tr><tr><td>Dolomies</td><td>6,57 %</td><td>7,91 %</td><td>14,92 %</td></tr><tr><td>Calcaires</td><td>4,24 %</td><td>6,13 %</td><td>9,82 %</td></tr></tbody></table>

### 2.2.1.2. Approche volumétrique reposant sur des paramètres physiques (M2.AS)

La méthode 2 (M2.AS) se base sur des paramètres physiques pour estimer la quantité de CO₂ stockable. Ainsi, elle fait apparaître 3 nouveaux facteurs multiplicatifs :

* La compressibilité totale du système, Ct;

* La surpression « admissible », ΔP;

* Un facteur lié au volume d'eau déplacé autour de l'unité de stockage dans un aquifère régional à plus grande échelle (appelé « correction de bord »).

$$ M_{CO_2} = V_{res} \times \rho_{CO_2} \times Ct \times \Delta P \times (1 + 2\overline{W_D}(t_D)) \quad (M2.AS) $$

Avec :

$M_{CO_2}$ = Masse de CO₂ stockée

$V_{res}$ = Volume du réservoir = Aire de la surface investiguée x épaisseur de la formation x porosité

$\rho_{CO_2}$ = Masse volumique du CO₂

Ct = Compressibilité totale (eau + roche). Pour les saumures, une valeur constante de $4,0 \times 10^{-10} Pa^{-1}$ a été choisie pour toutes les unités de stockage (valable quelle que soit la salinité entre 30 et 200 g/L entre 900 et 3500 m de profondeur). La compressibilité des roches carbonatées et des grès consolidés a quant à elle été déterminée en utilisant le modèle de Harris (JALALH, 2006), qui se base sur une formule fonction de la porosité de la roche.

ΔP = Différentiel de pression admissible. La pression initiale est supposée hydrostatique, et un coefficient de surpression de 20 % est appliqué. Il s'agit de la valeur recommandée dans le projet CO2StoP (GEUS, 2015).

$(1 + 2\overline{W_D}(t_D)) = \text{Correction de bord liée au volume d'eau déplacé autour du stockage, avec } t_D = \frac{D t}{r_0^2} \text{ et D, coefficient de diffusion de pression, t temps d'injection, r₀ rayon du stockage cylindrique.}$
Cette méthode 2 présente ainsi des approximations qui peuvent amener à sous-estimer ou à surestimer grandement les capacités. Notamment :

* Le choix du différentiel de pression admissible. La pression maximale va dépendre de la tenue géomécanique (fuite par pression capillaire ou de fracturation) de la couverture. C'est un paramètre clé non seulement pour la détermination des capacités de stockage, mais aussi pour la marge de sécurité à considérer pour les futurs sites de stockage.

* L'effet de bord ($1 + 2W_D(t_D)$) est dépendant de la perméabilité et du rayon d'influence de l'aquifère. Plusieurs cas sont à distinguer pour le déterminer :

* Le cas d'une unité fermée (cas le plus conservateur) : l'unité de stockage se remplit de CO₂ sans échange avec l'extérieur, les capacités de stockage sont plus faibles dans ce cas.

* Le cas d'une unité contenue dans un aquifère de rayon fini : il faut entrer un rayon d'influence de l'aquifère pour cette méthode. Le rayon d'influence peut se révéler très difficile à déterminer. C'est un rayon dans lequel l'onde de pression est considérée se propager.

* Le cas d'une unité contenue dans un aquifère de rayon infini : considère que l'onde de pression va pouvoir se dissiper et la structure se remplir presque complètement de CO₂.

## 2.2.2. Réservoirs déplétés

### 2.2.2.1. Approche volumétrique reposant sur l'utilisation d'un coefficient d'efficacité SEF (M1.RD)

Dans une logique analogue à la partie précédente, cette première méthode (M1.RD) utilise un coefficient effectif de stockage, ainsi que les volumes produits et injectés (huile, eau, gaz). Dans le cas des réservoirs déplétés, ce coefficient SEF est obtenu en se basant sur les cas d'injection de CO₂ pour production additionnelle d'hydrocarbures (dit en anglais *Enhanced Oil Recovery* – EOR-CO₂), et sur l'analyse du comportement du CO₂ in-situ, donc estimant l'efficacité de la mise en place du CO₂. Cette méthode, basée sur une série de simulations d'opérations EOR-CO₂, génère des efficacités de stockage « type ». Elle permet une estimation rapide avec peu de paramètres des capacités de stockage. Cette méthode a été appliquée aux gisements à huile et à gaz.

$$ M_{CO_2} = \sum_{n=1}^{3} (V_{n}^{prod.net} \times B_{n}) \times \rho_{CO_2@Pinit.} \times \text{SEF} \quad (M1.RD) $$

Avec :

$M_{CO_2}$ = Masse de CO₂ stockée

n = 1 – huile, 2 – eau, 3 – gaz

$V_n^{prod.net}$ = Volume « net » de production de la phase n, c'est-à-dire égal au volume produit – volume injecté

$B_n$ = Facteur volumétrique de fond pour la phase n considérée. Les productions de fluides (huile, eau et gaz) sont connues en surface. Afin de les exprimer aux conditions réservoir fond, elles sont multipliées par le facteur volumétrique respectif de chaque phase (huile, eau et gaz).

$\rho_{CO_2@Pinit.}$ = Masse volumique du CO₂ évaluée à la pression et température réservoir initiale

SEF = Coefficient d'efficacité de stockage (Storage Efficiency Factor), considéré par les auteurs d'EVASTOCO2 à 30 % pour les gisements à huile et 70 % pour les gisements à gaz. Un facteur SEF < 100, unique pour tous les gisements, implique une ou plusieurs conditions limitantes du stockage réservoir, valide pour toutes les structures. Ce type d'hypothèses « fortes » n'est pour l'instant pas validé par la communauté. Il serait même possible d'avancer que le SEF va probablement varier de gisement à gisement.

L'application de cette méthode implique une connaissance des productions de fluides. L'analyse des volumes « nets » d'injection/production d'eau comporte encore des incertitudes, car pour certains gisements un bilan négatif des fluides (champs de Coulommes-Vaucourtois par exemple) ne permet pas de calculer une équivalence entre fluides produits et volume équivalent CO₂. Néanmoins, pour la plupart des gisements, cette information a permis d'établir un bilan des fluides produits et injectés de manière cohérente.

En soi, cette méthode est simple à appliquer. Cependant, il est à noter qu'elle ne peut pas s'appliquer à des fins de prédiction des capacités en considérant des scénarios de surpression du réservoir (scénarios envisagés afin d'estimer un potentiel de stockage additionnel), ou bien de capacités à des dates ultérieures à la fermeture du gisement - la capacité étant dépendante de la pression réservoir à la date de l'estimation.
### 2.2.2.2. Approches permettant une évaluation de l'évolution des capacités de stockages dans le temps (M2.RDhuile et M2.RDgaz)

Pour cette deuxième méthode, les réservoirs d'huile et de gaz ont été traités différemment (M2.RDhuile) et (M2.RDgaz), notamment du fait de leur comportement lors du stockage de CO₂. En particulier, dans le cas d'un gisement de gaz, le CO₂ va immédiatement se mélanger au gaz, tandis qu'il ne se solubilisera que partiellement dans l'huile et l'eau dans le cas d'un gisement à huile.

Pour les réservoirs à huile (M2.RDhuile), la formule utilisée est proche de celle de la méthode 2 utilisée pour l'estimation des capacités de stockage dans les aquifères (M2.AS). En effet, une similitude existe entre le cas d'un aquifère fermé et celui d'un gisement abandonné, la seule différence étant la saturation en fluides de la roche réservoir (une saturation de 100 % d'eau pour un aquifère, et une saturation variable d'eau, huile et gaz pour des gisements d'hydrocarbures).

L'équation utilisée, adaptée pour tenir compte de la présence d'huile dans le gisement, est la suivante :

$$ M_{CO_2} = V_{res} \times \rho_{CO_2} \times Ct \times \Delta P \quad (M2.RDhuile) $$

Avec :

$M_{CO_2}$ = Masse de CO₂ stockée

$V_{res}$ = Volume du réservoir = Aire de la surface investiguée x épaisseur de la formation x porosité

$\rho_{CO_2}$ = Masse volumique du CO₂ évaluée à la pression en fin de l'injection de CO₂ et à la température réservoir initiale

$Ct$ = Compressibilité totale (eau + roche + huile). $Ct = c_{eau} \times S_{eau} + c_{huile} \times S_{huile} + c_{gaz} \times S_{gaz} + c_{roche}$, avec c la compressibilité et S la saturation

$\Delta P$ = Différentiel entre la pression réservoir à la fin de l'injection de CO₂ et celle au moment où l'injection du CO₂ est initiée. Dans cette étude, la pression à la fin de l'injection de CO₂ est soit : la pression initiale du réservoir (avant sa mise en production d'hydrocarbures) si une remontée de pression est envisagée durant le stockage de CO₂ à la valeur de la pression initiale, soit 1,2 fois la pression initiale du réservoir pour un stockage en surpression.

Pour les gisements de gaz, une formulation de type bilan matière a été utilisée (M2.RDgaz) en s'inspirant d'approches similaires proposées dans la littérature (CLARKE et al., 2017 ; LAWAL et FRAILEY, 2004).

Au-delà du fait que dans le cas d'un gisement de gaz, le CO₂ va immédiatement se mélanger au gaz, les phénomènes de venues d'eau et leurs effets sur la répartition et le mélange des gaz sont difficiles à évaluer en l'absence de connaissance sur l'évolution de la pression lors de la production du gaz et sans modélisation réservoir. Ceci rend compliqué l'estimation de l'évolution des saturations en fluides (eau et gaz) nécessaire à l'utilisation de l'approche (M2.RDhuile). Cependant, l'approche (M2.RDgaz) permet de prendre en compte l'impact des durées d'abandon des gisements à gaz sur leurs capacités de stockage.

Finalement, l'équation utilisée pour le calcul des capacités est exprimée ci-dessous :

$$ M_{CO_2} = (G_{gaz}^{init} \times \frac{z_{gaz}^{p.init}}{z_{CO_2}^{p.init}} - G_{gaz}^{init} + (G_{gaz}^{prod})_t) \times \rho_{CO_2} \quad (M2.RDgaz) $$

Avec :

$M_{CO_2}$ = Masse de CO₂ stockée

$G_{g}^{init}$ = Volume de gaz initial en place

$z_{gaz}^{p.init}$ = Facteur de compressibilité du gaz aux conditions initiales

$Z_{CO_2}^{p.init}$ = Facteur de compressibilité du CO₂ aux conditions initiales

$(G_{g}^{prod})_t$ = Volume de gaz produit cumulé

$\rho_{CO_2}$ = Masse volumique du CO₂

Il est à noter que le choix de la pression est un élément important de cette formule de calcul. Ce paramètre sera dépendant de l'intégrité de la couverture et sera donc différent selon les gisements. Considérer une augmentation de pression 1,2 fois supérieure à la pression initiale peut amener à une surestimation des capacités de stockage.
## 2.3. Incertitudes associées aux deux méthodes M1 et M2

Le premier avantage d'utiliser ces deux méthodes (M1 et M2) pour l'estimation en modélisation « statique » des capacités est d'évaluer la cohérence par comparaison entre elles.

Concernant l'incertitude associée aux deux méthodes, le groupe technique a proposé d'adopter une approche de type déterministe pour la méthode M1 en utilisant les valeurs des quantiles Q10, Q50 et Q90 (voir Glossaire) du coefficient de stockage SEF et une approche de type Monte-Carlo pour la méthode M2 pour déterminer également des estimations Q10, Q50 et Q90. Pour cette méthode Monte-Carlo de M2, un choix de 30 000 tirages a été fixé pour toutes les zones.

Dans chacune des zones, il a été choisi de combiner ces deux méthodes afin de garder l'estimation la plus plausible et la fourchette d'incertitude associée. Le plus souvent, la méthode M2 a été privilégiée car basée sur des paramètres physiques (compressibilité, surpression) et non sur des coefficients SEF ad hoc. Afin de faire une synthèse pour une estimation finale et une incertitude associée, il a été convenu que chaque partenaire tranche par un avis d'expert et argumente dans le rapport final les raisons de son choix.

Dans la méthode M2, chaque zone définit les paramètres fixes, les paramètres à varier et les lois de distributions utilisées. La variation des paramètres doit être représentative de l'incertitude sur la valeur moyenne de ce paramètre au sein de la cible de stockage considérée (pièges ou formation hors pièges identifiés). À titre d'illustration pour les formations du Bassin parisien, hors pièges identifiés, les choix suivants ont été faits :

* Surface de la cible de stockage : paramètre fixe (déterministe);

* Hauteur totale moyenne : paramètre fixe (déterministe);

* Paramètre *Net-to-Gross* (NTG, voir Glossaire) : distribution empirique de la moyenne calculée sur un échantillon de 98 mesures;

* Porosité : distribution empirique de la moyenne calculée sur un échantillon de 98 mesures;

* Surpression admissible : loi de distribution *Program Evaluation and Review Technique* (PERT) avec paramètres min : 10, mode : 20, max : 30;

* Pression initiale : paramètre fixe (déterministe);

* Compressibilité totale : déterministe, fonction de la porosité;

* Densité de CO₂ : une loi de distribution PERT avec en notant rho_moy la densité moyenne (calculée pour chaque unité de stockage à une pression finale de 120 % de la pression initiale hydrostatique) des valeurs de densité min (90 % de rho_moy), mode (rho_moy) et max (110 % de rho_moy).

À noter que pour le Bassin parisien, pour l'ensemble des unités de stockage, le choix de la formulation en aquifère fermé a été fait, c'est-à-dire l'utilisation de la formule M2.AS avec le facteur de « correction de bord » négligé (égal à 1). Ceci se justifie par la grande taille de la plupart de ces unités de stockage, et par les différentes limites géologiques de ces unités. Ces choix sont cohérents avec la quantité de données disponibles pour les formations du Bassin parisien.

L'équation de la méthode M2 sera calculée 30 000 fois, ce qui permet d'obtenir une distribution empirique de l'estimation de capacité pour l'unité de stockage considérée. Les quantiles Q10, Q50 et Q90 sont alors calculés à partir de cette distribution.

### 2.3.1. Distribution empirique de la moyenne basée sur le nombre de mesures

Par exemple dans le Bassin parisien, un certain nombre de points de mesures (98 forages) étaient disponibles pour en déduire des valeurs de NTG et de porosité pour les formations. Ces 98 mesures fournissent une distribution empirique de valeurs de ces paramètres. Pour la méthode M1, les valeurs Q50 de ces distributions ont été retenues. Pour la méthode M2, la difficulté était d'obtenir une loi de distribution de la moyenne de ces valeurs. En effet, une moyenne empirique peut être calculée, mais il est alors difficile de connaître l'incertitude sur ce calcul. La méthode suivante a été utilisée : 1) Calcul des Q10, Q50, Q90 empiriques ; 2) Choix d'une loi de distribution correspondante à ces quantiles d'après la méthode Johnson Quantile-Parametrized Distributions (JQPD, voir paragraphe 2.3.2) et à partir de cette distribution choisie :

1. Tirage de 98 échantillons ;

2. Calcul de la moyenne empirique de ces échantillons ;

3. Répétition des 2 étapes précédentes 30 000 fois.

Le résultat est ainsi une distribution empirique de 30 000 échantillons de la moyenne calculée sur 98 points de mesures. Cette distribution peut être directement utilisée dans le calcul Monte-Carlo de M2 pour calculer les trois quantiles Q10, Q50 et Q90.

### 2.3.2. Traitement adopté pour calculer les cumuls de capacité

Les résultats principaux pour les deux méthodes M1 et M2 sont les trois quantiles Q10, Q50 et Q90. Les calculs sont effectués au niveau de chaque cible de stockage : soit des pièges identifiés, soit des unités de stockage hors pièges structuraux identifiés. Pour calculer le résultat au niveau de l'échelle de la formation qui correspond à une époque géologique (ex. Dogger, Donnemarie), il n'est mathématiquement pas correct de calculer la somme de ces quantiles pour obtenir des totaux. Pour fournir des quantiles au niveau de chaque formation ou de n'importe quel ensemble de cibles de stockage individuelles,
la méthode proposée repose sur le calage d'une loi de distribution à partir des quantiles fournis, et d'un calcul de Monte-Carlo basé sur ces lois calées.

Afin de réaliser ces calculs, la méthode des JQPD (HADLOCK et BICKEL, 2017) permet de caler une loi de distribution à partir de quantiles symétriques (tels que Q10, Q50 et Q90). Par construction, cette loi de distribution s'approche le plus possible des lois « communes » (ex : loi normale, loi bêta) tout en respectant les quantiles demandés (Figure 6).

<figure><img src="image_7.png" /><figcaption>Figure 6 : Exemple calage d'une loi JQPD et comparaison avec une loi bêta par la méthode des moindres carrés (HADLOCK et BICKEL, 2017)</figcaption></figure>

Une fois les paramètres de la loi JQPD calculés, il est possible d'échantillonner cette distribution pour obtenir 30 000 réalisations de la loi. Une fois les 30 000 échantillons obtenus pour chaque cible de stockage considérée dans le calcul de la somme, une distribution (30 000 réalisations) de la somme des capacités est obtenue en sommant les distributions entre-elles. On peut alors calculer les quantiles empiriques de cette distribution pour reporter les résultats.

En guise d'exemple, deux cibles de stockage sont considérées : Cible_1 et Cible_2. Les résultats de capacité suivants ont été obtenus (l'exemple est valable pour les 2 méthodes M1 et M2) :

<table><caption>Tableau 4 : Exemples d'une somme de deux estimations des quantiles Q10/Q50/Q90</caption><thead><tr><th>Cible</th><th>Q10</th><th>Q50</th><th>Q90</th></tr></thead><tbody><tr><td>Cible 1</td><td>20,5</td><td>25,3</td><td>31,6</td></tr><tr><td>Cible 2</td><td>67,4</td><td>90,9</td><td>122,7</td></tr><tr><td>Somme arithmétique</td><td>87,9</td><td>116,2</td><td>154,3</td></tr><tr><td>Somme calculée par la méthode proposée</td><td>92,5</td><td>116,9</td><td>148,9</td></tr></tbody></table>

Deux lois JQPD peuvent alors être calées à partir des 3 quantiles fournis pour chaque cible (Figure 7).

<figure><img src="image_8.png" /><figcaption>Figure 7 : Distribution calée à partir des quantiles fournis pour les cibles 1 et 2</figcaption></figure>
<figure><img src="image_9.png" /><figcaption>Figure 8 : Somme des capacités des 2 cibles et quantiles associés</figcaption></figure>

La Figure 8 montre le résultat obtenu en sommant les deux distributions. Dans cette figure, les quantiles affichés sont calculés à partir de la distribution. Les quantiles empiriques Q10, Q50 et Q90 sont alors de 92,5 ; 116,9 ; et 148,9 respectivement, tandis que la somme arithmétique des quantiles fournis aurait donné 87,9 ; 116,2 et 154,3 (Tableau 4).

Cet exemple montre que la méthode proposée donne des estimations similaires pour les Q50 (différence inférieure à 1 %), alors que la fourchette d'incertitude Q90-Q10 diminue fortement (environ 15 % de moins).
# 3. Capacités de stockage de CO₂ par zone géographique

## 3.1. Façade Atlantique (offshore)

### 3.1.1. Pièges en réservoirs déplétés

Il n'y a pas de champs déplétés sur le périmètre Atlantique-Manche. Seule la découverte de Antares se trouve sur la zone marine, au large de l'Aquitaine. Elle n'a pas été produite.

### 3.1.2. Pièges structuraux et hors structure en aquifères salins

Les évaluations de capacité de stockage ont donc uniquement été faites pour des aquifères salins.

Les résultats obtenus montrent que les zones les plus favorables pour le stockage du CO₂ en aquifères salins sont les suivantes : Manche occidentale, entrée de la Manche, plateau de Parentis et Bassin de Parentis. Dans ces zones, les ressources estimées avec la méthode M2 peuvent atteindre 200 à 300 Mt en Q50. La somme des estimations est :

* Pour les 24 unités de stockage hors pièges structuraux identifiées de 1 431 Mt en Q50 ;

* Pour les 5 pièges structuraux évalués de 24 Mt en Q50.

#### 3.1.2.1. Estimations des capacités de stockage et de l'incertitude associée

##### 3.1.2.1.1. Façade Manche orientale (massif Anglo-Brabant et Bassin du Weald)

Aucune donnée de puits n'existait pour l'évaluation du massif de l'Anglo-Brabant en France. Il n'existe pratiquement pas de données sismiques permettant d'évaluer la subsurface.

Il n'est pas possible d'évaluer le potentiel aquifère de cette zone en raison de l'absence de puits et de données sismiques.

##### 3.1.2.1.2. Façade Manche orientale (Hampshire-Dieppe)

Aucune donnée de puits n'existait pour l'évaluation du Bassin de Hampshire-Dieppe.

Données manquantes : Sismique 2D adaptée, sismique 3D et puits pour prouver la présence et l'extension spéculative de l'aquifère.

Dans la Manche orientale, seuls les sables triasiques du puits Pointe-De-Barfleur-1 ont été identifiés comme une cible potentielle d'aquifère. La superficie de l'aquifère identifié, par extrapolation hypothétique, est :

* ID : 5 Trias « Chaunoy » clastique :1 900 km²

##### 3.1.2.1.3. Façade Manche (Bassin de la Manche centrale)

Deux puits ont été forés dans la zone du Bassin de la Manche centrale.

Données manquantes : Sismique 3D et un puits pour prouver l'extension de l'aquifère.

Dans la Manche centrale, seuls les sables triasiques du puits Pointe-De-Barfleur-1 ont été identifiés comme une cible potentielle d'aquifère (les sables du Carbonifère supérieur de Nautile-1 n'ont pas été évalués comme présentant des propriétés aquifères sur la base des diagraphies pétrophysiques). La superficie des aquifères identifiés est :

* ID : 06 Trias « Chaunoy » clastique :2 600 km²

##### 3.1.2.1.4. Façade Manche occidentale (Bassin Kulzenn, Bassin intra-Kulzenn, Bassin Lennket et fosse de la Manche)

Deux puits ont été forés dans la zone : Kulzenn-1 et Lennket-1.

Données manquantes : Sismique 3D et un puits pour prouver l'extension de l'aquifère.
Dans la Manche occidentale, deux intervalles aquifères, le Trias inférieur + supérieur et le Crétacé inférieur « Wealdien », ont été identifiés :

* ID : 25 Bassin Kulzenn - Trias inférieur + supérieur : 2 500 km²

* ID : 26 Bassin intra-Kulzenn - Trias inférieur + supérieur : 2 075 km²

* ID : 24 Bassin Lennket - Crétacé inférieur « Wealdien » : 1 100 km²

* ID : 27 Fosse de la Manche - Crétacé inférieur « Wealdien » : 765 km²

### 3.1.2.1.5. Façade Manche (Entrées de la Manche, Garlizenn High, Bassin Krogen, Bassin Lizenn, Bassin Meriadzex, Rea Gwenn)

Onze puits ont été forés dans la zone : Brezell-1, Garlizenn-1, Glazenn-1, Kerluz-1, Levneg-1, Lizenn-1, Polkarris-1, Rea Gwenn-1, Travank-1, Yarvor-1 et Krogen-1.

Données manquantes : Sismique 3D.

Dans l'entrée de la Manche, sept intervalles aquifères ont été identifiés :

* ID : 28 Garlizenn High - Jurassique moyen Lias : 740 km²

* ID : 17 Bassin Krogen - Trias inférieur Induen : 200 km²

* ID : 18 Bassin Krogen - Crétacé inférieur « Wealdien » : 1 850 km²

* ID : 16 Bassin Lizenn - Jurassique supérieur Malm : 1 670 km²

* ID : 15 Bassin Lizenn - Crétacé inférieur « Wealdien » : 3 000 km²

* ID : 14 Bassin Meriadzex - Crétacé inférieur « Wealdien » : 1 200 km²

* ID : 29 Bassin Rea Gwenn - Trias supérieur « Keuper ? » : 840 km²

* ID : 13 Bassin Rea Gwenn - Crétacé inférieur Albien : 765 km²

* ID : 12 Shamrock Ridge - Jurassique moyen « Dogger » : 390 km²

### 3.1.2.1.6. Façade Atlantique (plateau armoricain)

Pour le plateau armoricain, la zone a été délimitée en fonction des hauts structuraux a minima à 900 m de profondeur (à l'Est, limite mal définie du fait du manque de 2D adaptée), de la rupture de la pente continentale à ~300 m de profondeur d'eau à l'ouest, des failles au nord et du changement de l'angle de la pente au sud.

Un puits a été foré en bordure de la zone : Penma-1.

Bien qu'un aquifère carbonaté du Crétacé Sénéonien et un aquifère clastique du Cénomanien aient été identifiés à Penma-1, les données sont actuellement insuffisantes pour procéder à une évaluation quantitative des aquifères alors que l'extension latérale de ces aquifères potentiels est si mal définie par les données sismiques et les données de puits.

Données manquantes : Sismique 2D adaptée, sismique 3D et puits pour identifier la présence éventuelle et l'extension d'un aquifère.

### 3.1.2.1.7. Façade Atlantique (plateau aquitain : plateau de Parentis)

Huit puits ont été forés sur le plateau de Parentis : Albatros-1, Albatros-1b, Aldebaran-1, Bellatrix-1, Castor-101, Cephee-1, Orca-1 and Orion-1.

Données manquantes : Interprétation détaillée de données existantes sur la production de cartes d'environnements de dépôt, de cartes structurales, de cartes isopaques, d'évaluations pétrophysiques, et d'études géosciences afin de mieux définir les limites et les propriétés des aquifères.

Sur le Plateau de Parentis, plusieurs aquifères ont été identifiés :

* ID : 23 Jurassique supérieur « Purbéckien » : 270 km²

* ID : 22 Crétacé inférieur Barrémien : 380 km²

* ID : 21 Crétacé inférieur Aptien clastique : 500 km²

* ID : 20 Crétacé inférieur Aptien carbonate : 210 km²

* ID : 01 Crétacé inférieur Albien : 880 km²

### 3.1.2.1.8. Façade Atlantique (plateau aquitain : Bassin de Parentis)

Cinq puits ont été forés dans le Bassin de Parentis : Cormoran-1, Flammant-1, Fregate-1, Le-Sextant-1 et Pingouin-1.

Données manquantes : Sismique 3D et interprétation détaillée de données existantes sur la production de cartes environnements de dépôt, de cartes structurales, de cartes isopaques, d'évaluations pétrophysiques, études géosciences afin de mieux définir les limites et les propriétés des aquifères.

Dans le Bassin de Parentis, plusieurs aquifères ont été identifiés :
* ID : 02 Crétacé inférieur Barrémien : 720 km²

* ID : 03 Crétacé inférieur Aptien : 1 575 km²

* ID : 04 Crétacé inférieur Albien : 775 km²

* ID : 19 Crétacé supérieur Sénénonien : 215 km²

### 3.1.2.1.9. Façade Atlantique (plateau aquitain : Monoclinal des Landes)

Onze puits ont été forés dans le Monoclinal des Landes : Antares-1, Antares-2, Antares-3, Antares-101, Antineous-1, Eridan-1, Ibis-1, Ibis-2, Ibis-2b, Pelican-1 et Pheonix-1.

Données manquantes : Sismique 3D et un puits pour prouver l'extension de l'aquifère.

Sur le Monoclinal des Landes, un aquifère a été identifié :

* ID : 07 Éocène Inférieur : 70 km²

### 3.1.2.1.10. Façade Atlantique (plateau aquitain : Haut des Landes)

Trois puits ont été forés sur le Haut des Landes : Danu-1, Esus-1 et Taranis-1.

Données manquantes : Sismique 3D.

Sur le Haut des Landes, trois aquifères ont été identifiés :

* ID : 09 Structure Trias Danu : 65 km²

* ID : 08 Structure Trias Taranis : 310 km²

* ID : 10 Crétacé Inférieur Aptien : 160 km²

### 3.1.2.1.11. Façade Atlantique (plateau aquitain : Bassin de l'Adour)

Deux puits ont été forés dans la zone : Bayonne-Marine-1 et Labenne-1.

Données manquantes : Aucune donnée supplémentaire n'est jugée nécessaire.

Bien qu'un aquifère carbonaté du Paléocène Danien ait été identifié à Bayonne-Marine-1, la zone est tellement structurée et tectoniquement active qu'elle n'est pas considérée comme adaptée au stockage du carbone et est donc exclue de l'évaluation actuelle.
Bonne: 3
Moyenne: 2
Mauvaise: 1

<table><caption>Tableau 5 : Estimations des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans la façade Atlantique (en gras les estimations recommandées)</caption><thead><tr><th>ID</th><th>Région</th><th>Area</th><th>Depo-Centre</th><th>Période</th><th>Âge</th><th>Type D'Unité De Stockage</th><th>Qualité De Donnée</th><th>Superficie A<sub>1</sub> Q50 (km²)</th><th>Type D'Évaluation</th><th>Capacité M1 Q10 Vol CO<sub>2</sub> (Mt)</th><th>Capacité M1 Q50 Vol CO<sub>2</sub> (Mt)</th><th>Capacité M1 Q90 Vol CO<sub>2</sub> (Mt)</th><th>Capacité M2 Q10 Vol CO<sub>2</sub> (Mt)</th><th>Capacité M2 Q50 Vol CO<sub>2</sub> (Mt)</th><th>Capacité M2 Q90 Vol CO<sub>2</sub> (Mt)</th></tr></thead><tbody><tr><td>1</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Parentis</td><td>Plateau</td><td>Crétacé</td><td>Albien</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>880</td><td>Méthode 2 Ouvert</td><td>250</td><td>370</td><td>810</td><td>21</td><td>36</td><td>70</td></tr><tr><td>2</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Parentis</td><td>Bassin</td><td>Crétacé</td><td>Barémien</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>3</td><td>720</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>520</td><td>765</td><td>1,680</td><td>38</td><td>62</td><td>97</td></tr><tr><td>3</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Parentis</td><td>Bassin</td><td>Crétacé</td><td>Aptien</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>3</td><td>1,575</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>980</td><td>1,445</td><td>3,145</td><td>57</td><td>93</td><td>143</td></tr><tr><td>4</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Parentis</td><td>Bassin</td><td>Crétacé</td><td>Albien</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>3</td><td>775</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>370</td><td>835</td><td>1,820</td><td>16</td><td>26</td><td>40</td></tr><tr><td>5</td><td>Manche</td><td>Orientale</td><td>Bassin d'Hampshire Dieppe</td><td>Trias</td><td>"Chaunoy"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>1</td><td>1,900</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>140</td><td>210</td><td>455</td><td>1</td><td>4</td><td>9</td></tr><tr><td>6</td><td>Manche</td><td>Centrale</td><td>Bassin</td><td>Trias</td><td>"Chaunoy"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>2,600</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>195</td><td>285</td><td>635</td><td>2</td><td>6</td><td>13</td></tr><tr><td>7</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Monoclinal Des Landes</td><td>Monoclinal</td><td>Éocène</td><td>?</td><td>Piège Structural</td><td>3</td><td>70</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>90</td><td>130</td><td>210</td><td>1</td><td>2</td><td>3</td></tr><tr><td>8</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Haut Des Landes</td><td>Structure Taranis</td><td>Trias</td><td>?</td><td>Piège Structural</td><td>2</td><td>310</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>115</td><td>165</td><td>370</td><td>5</td><td>8</td><td>13</td></tr><tr><td>9</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Haut Des Landes</td><td>Structure Danu</td><td>Trias</td><td>?</td><td>Piège Structural</td><td>2</td><td>65</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>10</td><td>15</td><td>40</td><td>0</td><td>1</td><td>1</td></tr><tr><td>10</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Haut Des Landes</td><td>Structure Taranis</td><td>Crétacé</td><td>Aptien</td><td>Piège Structural</td><td>2</td><td>160</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>90</td><td>130</td><td>285</td><td>2</td><td>4</td><td>6</td></tr><tr><td>11</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Ride de Shamrock</td><td>Crétacé</td><td>"Wealdien"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>3</td><td>950</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>1,235</td><td>1,820</td><td>3,990</td><td>35</td><td>56</td><td>87</td></tr><tr><td>12</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Ride de Shamrock</td><td>Jurassique</td><td>"Dogger"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>3</td><td>390</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>180</td><td>265</td><td>580</td><td>5</td><td>8</td><td>12</td></tr><tr><td>13</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Bassin de Rea Gwenn</td><td>Crétacé</td><td>Albien</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>3</td><td>765</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>185</td><td>270</td><td>430</td><td>1</td><td>2</td><td>3</td></tr><tr><td>14</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Bassin de Meriadres</td><td>Crétacé</td><td>"Wealdien"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>1,200</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>1,055</td><td>1,530</td><td>3,393</td><td>28</td><td>48</td><td>78</td></tr><tr><td>15</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Bassin de Lizenn</td><td>Crétacé</td><td>"Wealdien"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>3</td><td>3,000</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>2,410</td><td>3,555</td><td>7,795</td><td>55</td><td>91</td><td>142</td></tr><tr><td>16</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Bassin de Lizenn</td><td>Jurassique</td><td>Malm</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>3</td><td>1,670</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>515</td><td>755</td><td>1,665</td><td>19</td><td>31</td><td>48</td></tr><tr><td>17</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Bassin de Krogen</td><td>Trias</td><td>Indusien</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>200</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>80</td><td>120</td><td>260</td><td>3</td><td>5</td><td>7</td></tr><tr><td>18</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Bassin de Krogen</td><td>Crétacé</td><td>"Wealdien"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>1,850</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>2,745</td><td>4,035</td><td>8,885</td><td>100</td><td>160</td><td>248</td></tr><tr><td>19</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Parentis</td><td>Bassin</td><td>Crétacé</td><td>"Senomien"</td><td>Piège Structural</td><td>2</td><td>215</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>590</td><td>855</td><td>1,365</td><td>6</td><td>9</td><td>14</td></tr><tr><td>20</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Parentis</td><td>Plateau</td><td>Crétacé</td><td>Aptien</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>210</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>85</td><td>125</td><td>200</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td></tr><tr><td>21</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Parentis</td><td>Plateau</td><td>Crétacé</td><td>Aptien</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>500</td><td>Méthode 2 Ouvert</td><td>380</td><td>550</td><td>1,220</td><td>31</td><td>54</td><td>101</td></tr><tr><td>22</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Parentis</td><td>Plateau</td><td>Crétacé</td><td>Barémien</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>380</td><td>Méthode 2 Ouvert</td><td>320</td><td>475</td><td>1,040</td><td>41</td><td>72</td><td>147</td></tr><tr><td>23</td><td>Plateau Aquitain</td><td>Parentis</td><td>Plateau</td><td>Jurassique</td><td>"Purbeckien"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>270</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>70</td><td>100</td><td>220</td><td>3</td><td>4</td><td>7</td></tr><tr><td>24</td><td>Manche</td><td>Occidentale</td><td>Bassin de Lenniket</td><td>Crétacé</td><td>"Wealdien"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>1,100</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>1,520</td><td>2,235</td><td>4,960</td><td>43</td><td>68</td><td>105</td></tr><tr><td>25</td><td>Manche</td><td>Occidentale</td><td>Bassin de Kulzenn</td><td>Trias</td><td>"Sherwood"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>2,500</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>3,740</td><td>5,485</td><td>11,955</td><td>185</td><td>295</td><td>453</td></tr><tr><td>26</td><td>Manche</td><td>Occidentale</td><td>Bassin d'Intra Kulzenn</td><td>Trias</td><td>"Sherwood"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>2,075</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>3,130</td><td>4,605</td><td>10,160</td><td>121</td><td>193</td><td>297</td></tr><tr><td>27</td><td>Manche</td><td>Occidentale</td><td>Basin Fosse De La Manche</td><td>Crétacé</td><td>"Wealdien"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>1</td><td>765</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>1,075</td><td>1,585</td><td>3,465</td><td>19</td><td>29</td><td>43</td></tr><tr><td>28</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Haut de Garlizenn</td><td>Jurassique</td><td>Liass</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>2</td><td>740</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>195</td><td>285</td><td>630</td><td>6</td><td>10</td><td>15</td></tr><tr><td>29</td><td>Manche</td><td>Entrée De La Manche</td><td>Bassin de Rea Gwenn</td><td>Trias</td><td>"Keuper"</td><td>Ressources hors pièges identifiés</td><td>3</td><td>840</td><td>Méthode 2 Fermé</td><td>50</td><td>75</td><td>165</td><td>4</td><td>6</td><td>11</td></tr></tbody></table>

<figure><img src="image_10.png" /></figure>
<figure><img src="image_11.png" /><figcaption>Figure 9 : Évaluation méthode M1 Q50 et plage d'incertitudes de Q90 à Q10 dans la façade Atlantique</figcaption></figure>

<figure><img src="image_12.png" /></figure>
<figure><img src="image_13.png" /><figcaption>Figure 10 : Évaluation méthode M2 Q50 et plage d'incertitudes de Q90 à Q10 dans la façade Atlantique</figcaption></figure>

<figure><img src="image_14.png" /></figure>
<figure><img src="image_15.png" /><figcaption>Figure 11 : Nomenclature des dépôt-centres dans la façade Atlantique (source : TotalEnergies)</figcaption></figure>

<figure><img src="image_16.png" /></figure>
### 3.1.2.2. Identification des données manquantes

La zone est relativement peu dense en données et études. Comme le montre la Figure 12, Il y a une grosse différence dans les estimations de capacité de stockage entre les méthodes M1 et M2, avec un facteur multiplicatif entre les deux méthodes variant de 10 à 100 (35 en moyenne).

<figure><img src="image_17.png" /><figcaption>Figure 12 : Comparaison des capacités estimées entre les méthodes M1 (gris) et M2 (bleu) par unité de stockage (Q50) dans la façade Atlantique</figcaption></figure>

Pour la méthode M1, les coefficients sont largement surestimés, provenant de publications ne considérant pas les contraintes en pression et/ou considérant des aquifères ouverts, et ces coefficients y sont également estimés à une échelle différente de l'échelle large/régionale à laquelle la majorité des évaluations ont été faites dans EVASTOCO2. L'évaluation la plus conservative et la plus réaliste est la méthode M2 qu'il est donc recommandé de retenir par rapport aux sure estimations supposées de M1.

Avec la méthode M2, dans ces zones, les ressources estimées peuvent atteindre 200 à 300 Mt en Q50. Cependant, ces évaluations restent régionales à l'échelle de la formation, et le plus souvent « hors pièges structuraux identifiés ». Les évaluations à cette échelle (jusqu'à 3 000 km²), même avec application d'un spatial NTG assez sévère, seront davantage optimistes que des évaluations ciblées sur structures, comme cela pourra être le cas sur d'autres zones.

Il est recommandé à l'avenir de réaliser :

* Des études plus approfondies de certaines zones mises en valeur ;

* Des acquisitions de données sismiques et forages de puits d'exploration ;

* L'évaluation des aquifères à une échelle plus fine avec prise en compte des contraintes de surface.

Un certain nombre d'aquifères salins ont été identifiés et évalués dans cette étude EVASTOCO2, mais il reste à acquérir de nombreuses données et réaliser de nombreuses études avant de pouvoir confirmer un véritable projet d'injection. Ce processus de maturation prendra plusieurs années.
## 3.2. Bassin parisien (onshore)

La synthèse géologique réalisée sur le Bassin de Paris a permis d'identifier cinq ressources cibles de stockage de CO2. Le premier réservoir ciblé correspond aux calcaires du Jurassique moyen (Dogger). Les quatre autres réservoirs sont associés aux grès du Trias supérieur : 1) Les grès continentaux du Rhétien ; 2) Les grès marins du Rhétien ; 3) Les grès de Chaunoy ; et 4) Les grès de Donnemarie.

Les réservoirs identifiés doivent respecter les contraintes homogènes de l'étude EVASTOCO2 : a) Le toit du réservoir à 900 m au minimum ; b) La limite de salinité supérieure à 1 g/L ; c) Une distance supérieure à 2 km aux failles majeures et aux doublets géothermiques du Bassin parisien. Un total de 37 unités de stockage a été retenu dans les cinq époques géologiques du Bassin parisien : 10 unités dans les calcaires du Dogger, 7 dans les grès continentaux du Rhétien, 4 dans les grès marins du Rhétien, 7 dans les grès de Chaunoy et 9 dans les grès de Donnemarie.

### 3.2.1. Pièges en réservoirs déplétés

#### 3.2.1.1. Estimations des capacités de stockage et de l'incertitude associée

Cette partie présente une synthèse des résultats de l'étude des capacités de stockage de CO2 des réservoirs déplétés (huile et gaz) du Bassin parisien. Ce travail a consisté tout d'abord à collecter toutes les données disponibles et estimer les données manquantes. Les données de production (huile, eau) ainsi que les données d'injection (eau) ont été regroupées et analysées.

Les estimations des capacités ont été faites en considérant que le stockage de CO2 se fait à la suite de l'arrêt de la production de fluides (eau et hydrocarbures). Les opérations d'EOR ne sont pas considérées. Cette situation de-facto transforme les gisements en structures permettant un stockage de gaz (dans ce cas le CO2) influant sur la méthodologie de calcul des capacités.

Le statut actuel (ouvert, fermé ou abandonné) des gisements français montre que quelques gisements sont à ce jour encore en production, certains fermés, alors que la majorité sont abandonnés. Un gisement ouvert est couramment en production. Un gisement fermé ne produit pas mais sa concession reste valide alors qu'un gisement abandonné ne produit pas et son titre minier d'exploitation est échu. Afin de satisfaire des conditions de stockage optimales, seuls les gisements possédant des caractéristiques de pression et température adéquates à un état supercritique du CO2 sont considérés, mais également ceux pouvant, a priori, stocker des volumes importants de CO2. Ces deux conditions limitent le nombre de gisements considérés. Afin de fournir une vision la plus complète des capacités de stockage, les estimations sont fournies pour l'année 2019 (la dernière date pour laquelle sont disponibles à la fois les données de production d'huile, et de production et injection d'eau), mais aussi, pour les gisements à huile, en extrapolant leurs performances jusqu'en 2040⁸ et donc en fournissant également une estimation des capacités de stockage à cette date. De plus, pour les gisements fermés avant 2019, une estimation de l'évolution de la pression réservoir après fermeture est donnée, permettant ainsi d'estimer les trajectoires de capacités de stockage dans le futur.

Les estimations sont toutes faites à un stade d'évaluation « initiale » d'un stockage de CO2. Ceci veut dire que le but est de comparer les potentiels stockages entre eux et notamment d'identifier les capacités les plus intéressantes. Les critères permettant de pré-qualifier un site comme potentiellement « commercial » tels que l'intégrité des puits bouchés, l'injectivité, le risque géomécanique, les risques de fuite, les oppositions publiques locales, les conflits d'usages, etc., ne sont pas pris en compte à ce stade, par manque de données, mais aussi parce que les incertitudes portant sur ces critères ne permettraient pas dans un premier temps de classer les sites de manière cohérente. Enfin, les hypothèses de calcul et valeurs fixées dans ce rapport pour certains paramètres (exemple : surpression admissible = 1,2xPression hydrostatique) permettent de calculer des estimations de capacités de stockage et ne préjugent en rien des capacités réelles et de leur commercialité.

<footnote n="8">⁸ La loi du 30 décembre 2017 (https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000036339396) ne permet pas la prolongation de concessions d'hydrocarbures au-delà du 1er janvier 2040. Excepté les concessions dont l'échéance initiale dépasse cette date, toutes les autres cesseront leur activité au 31 décembre 2039.</footnote>
Cette étude présente la première vision comparative unifiée des capacités de tous les gisements français basées sur l'utilisation de plusieurs méthodes de calculs (Figure 13). Elle montre des capacités françaises de stockage en gisements déplétés significatives, localisées dans une moindre mesure dans le Bassin parisien qui a pour « meilleure estimation » 9,6 Mt (estimation basse 4,3 et haute 14,5 Mt).

<figure><img src="image_18.png" /><figcaption>Figure 13 : Estimations des capacités globales de stockage de CO₂ dans les réservoirs déplétés du Bassin parisien</figcaption></figure>

Les capacités du Bassin parisien en réservoirs déplétés sont limitées, mais peuvent être tout de même intéressantes pour des émetteurs locaux, en particulier en considérant aussi un stockage dans les aquifères sous-jacents aux gisements d'hydrocarbures. Elles sont tirées par quatre sites : Champotran, Trois-Fontaines, Villeperdue et Chaunoy (Figure 14), cumulant environ 6 Mt en « meilleure estimation ».

<figure><img src="image_19.png" /><figcaption>Figure 14 : Gisements sélectionnés pour évaluation et gisements prometteurs par bassin. En rouge les gisements fermés avant 2020.</figcaption></figure>

Les estimations de l'évolution des capacités au cours du temps, réalisées à l'aide de la méthode M2, montrent une nécessité d'avancer rapidement, les capacités diminuant significativement avec la durée d'abandon (en lien avec la remontée en pression dans les réservoirs par le retour des fluides de gisement).

Les cas hypothétiques considérant des surpressions sont essentiels à étudier pour les structures suffisamment grandes pouvant contenir les volumes les plus importants de CO₂, spécifiquement lorsque la pression du réservoir est proche de celle initiale. D'après les estimations calculées, la moyenne de stockage additionnel pouvant être gagné par une sur-pressurisation maximale de 1,2 est de l'ordre de 33 %. À titre de comparaison, cette sur-pressurisation est nécessaire dans le cas de stockage en aquifère.
### 3.2.1.2. Identification des données manquantes

Ce travail d'évaluation des capacités de stockage s'est basé sur les données disponibles à IFPEN et celles fournies par le BRESS (DGEC). Ainsi, les données de production d'huile sont disponibles jusqu'en 2019, tandis que les données d'injection/production d'eau sont disponibles jusqu'en 2022. La date choisie pour les calculs standards est donc 2019. Il sera nécessaire lors d'une étude par gisement de compléter ces données avec les données actuelles. Par ailleurs, l'analyse des bilans d'eau injectée versus produite des gisements de Coulommes-Vaucourtois, Ile-du-Gord, Soudron et Vert-le-Grand montrent des incohérences avec des bilans négatifs. Ces données demanderaient aussi une vérification auprès des opérateurs, ce qui n'a pas été possible de faire durant la durée de l'étude.

Certaines données comme les hauteurs fermées des gisements ne sont pas toujours disponibles. Cela a amené à formuler des hypothèses spécifiques lorsque cela était nécessaire pour estimer les données absentes. Pour d'autres données, des corrélations ont été empruntées à la littérature. La liste des paramètres pour lesquels des corrélations ont été utilisées est donnée ci-dessous :

1. Le point de bulle ($P_b$);

2. Pour l'huile : Facteur de formation ($B_o$) - Compressibilité de l'huile ($c_o$);

3. Pour l'eau : Facteur de formation ($B_w$) - Compressibilité de l'eau ($c_w$);

4. Pour le gaz : Facteur de formation ($B_g$) - Compressibilité du gaz (Z) - Solubilité du gaz associé dans l'huile ($R_g$);

5. La compressibilité de la roche ($c_r$);

6. La perméabilité (K);

7. La saturation en huile ($S_o$) à la fin de la période d'injection d'eau (avant l'injection);

8. La saturation irréductible de l'eau ($S_{wi}$).

La mise à disposition de ces données permettrait de diminuer les incertitudes des calculs.

Il est à noter qu'en sus des incertitudes liées aux données parcellaires et aux hypothèses de calculs, il existe des paramètres impactant très fortement les capacités de stockage qu'il n'est pas possible de prendre en compte dans ce travail d'évaluation macroscopique des capacités de stockage de tous les gisements français. En particulier, ne sont pas connus et/ou pris en compte : l'intégrité des roches de couverture, l'intégrité des puits abandonnés ou encore en production, et les caractéristiques, géométries et connaissances fines de l'hydrodynamique de chaque réservoir. Tous ces paramètres dérivant d'une connaissance opérationnelle avancée des gisements, ils seront mesurés et utilisés lors d'études plus poussées d'évaluation de capacité de stockage, ce qui pourra amener à modifier significativement les capacités de stockage. Par exemple en les diminuant fortement en cas de présence de puits ou d'une roche couverture dont l'intégrité pourrait être compromise par les remontées de pression lors du stockage de $CO_2$ et/ou le contact avec le $CO_2$, des problématiques d'injectivité des puits injecteurs limitant les débits d'injection... De même, les capacités peuvent être revues à la hausse si toutes les conditions sont réunies pour un stockage à une pression supérieure à la pression initiale ou si un stockage partiellement hors structure peut être réalisé.

Avant d'envisager la qualification d'un gisement comme candidat, les recommandations suivantes s'imposent, au niveau du réservoir :

* Étude de l'intégrité des puits ;

* Analyse de l'injectivité et de la proximité à une faille et de son comportement (potentiel chemin de fuite);

* Étude de l'intégrité de la roche couverture (compressibilité, pression d'entrée, pression de fracturation...);

* Mesure de la pression du réservoir au moment où l'injection doit commencer.

En l'état actuel, il est préconisé de passer à une étape d'étude avancée réservoir par réservoir permettant de lever les points précédents.

## 3.2.2. Pièges structuraux en aquifères salins

Dans le cadre de cette étude, ce type de ressource de stockage n'a pas été étudié dans cette zone géographique.

## 3.2.3. Hors pièges structuraux en aquifères salins

### 3.2.3.1. Estimations des capacités de stockage et de l'incertitude associée

Après comparaison des résultats des deux méthodes M1 et M2, les estimations de capacités avec la méthode M2 ainsi que la fourchette d'incertitude associée sont considérées comme les plus réalistes pour le Bassin parisien.

Cette capacité totale comprend les ressources de stockage dans les carbonates du Dogger (340 Mt – Q50 – Méthode M2, Tableau 6) et dans les grès du Trias (1 041 Mt – Q50 – Méthode M2, Tableau 7). L'incertitude pour les capacités dans le Dogger est de l'ordre de ± 15 % et de ± 10 % dans le Trias avec la méthode M2.

La capacité totale est donc de 1,38 Gigatonnes (Gt) (1 381 Mt – Q50 – Méthode M2) sur l'ensemble des aquifères salins du Bassin de Paris avec une incertitude de l'ordre de ± 11 %.
Les calcaires du Dogger et les grès de Donnemarie (607 Mt – Q50 – Méthode M2, Tableau 7) représentent ensemble plus des deux-tiers des capacités totales de stockage du Bassin parisien. En utilisant la méthode M2, la capacité de stockage est donc près de deux fois supérieure dans les grès de Donnemarie par rapport à la capacité estimée dans les carbonates du Dogger. C'est l'effet combiné d'une compressibilité significativement plus grande dans les grès consolidés par rapport à celle des carbonates et à une profondeur moyenne plus importante des ressources de stockage dans le Trias supérieur comparé à celle du Jurassique moyen.

La prise en compte des autres usages actuels (doublets géothermiques, concessions d'hydrocarbures, stockages de gaz) représente une faible diminution de l'ordre de 6 % de la capacité totale de stockage dans les unités de stockage du Dogger dans le Bassin parisien.

<table><caption>Tableau 6 : Estimation des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 des unités de stockage du Dogger du Bassin parisien (en gras les estimations recommandées)</caption><thead><tr><th>Unité</th><th>M1_Q10</th><th>M1_Q50</th><th>M1_Q90</th><th>M2_Q10</th><th>M2_Q50</th><th>M2_Q90</th></tr></thead><tbody><tr><td>DOG_US01</td><td>102,18</td><td>162,74</td><td>230,86</td><td>6,06</td><td><strong>8,18</strong></td><td>10,43</td></tr><tr><td>DOG_US02</td><td>145,01</td><td>230,94</td><td>327,61</td><td>9,37</td><td><strong>12,65</strong></td><td>16,08</td></tr><tr><td>DOG_US03</td><td>17,99</td><td>28,64</td><td>40,63</td><td>1,25</td><td><strong>1,70</strong></td><td>2,17</td></tr><tr><td>DOG_US04</td><td>516,40</td><td>822,42</td><td>1166,69</td><td>43,09</td><td><strong>58,33</strong></td><td>74,26</td></tr><tr><td>DOG_US05</td><td>643,50</td><td>1024,84</td><td>1453,84</td><td>63,93</td><td><strong>86,53</strong></td><td>110,52</td></tr><tr><td>DOG_US06</td><td>12,51</td><td>19,93</td><td>28,27</td><td>0,78</td><td><strong>1,05</strong></td><td>1,34</td></tr><tr><td>DOG_US07</td><td>89,12</td><td>141,93</td><td>201,35</td><td>5,89</td><td><strong>7,96</strong></td><td>10,13</td></tr><tr><td>DOG_US08</td><td>1424,87</td><td>2269,24</td><td>3219,16</td><td>119,72</td><td><strong>161,77</strong></td><td>206,23</td></tr><tr><td>DOG_US09</td><td>3,37</td><td>5,36</td><td>7,60</td><td>0,19</td><td><strong>0,26</strong></td><td>0,33</td></tr><tr><td>DOG_US10</td><td>8,46</td><td>13,47</td><td>19,11</td><td>0,55</td><td><strong>0,74</strong></td><td>0,94</td></tr><tr><td><strong>TOTAL</strong></td><td><strong>3 773</strong></td><td><strong>4 765</strong></td><td><strong>5 852</strong></td><td><strong>290</strong></td><td><strong>340</strong></td><td><strong>392</strong></td></tr></tbody></table>
<table><caption>Tableau 7 : Estimation des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 des unités de stockage du Trias du Bassin parisien (en gras les estimations recommandées)</caption><thead><tr><th>Unité</th><th>M1_Q10</th><th>M1_Q50</th><th>M1_Q90</th><th>M2_Q10</th><th>M2_Q50</th><th>M2_Q90</th></tr></thead><tbody><tr><td>CHAU_US01</td><td>221,02</td><td>276,73</td><td>538,61</td><td>40,82</td><td><strong>55,28</strong></td><td>70,33</td></tr><tr><td>CHAU_US02</td><td>6,78</td><td>8,49</td><td>16,53</td><td>1,44</td><td><strong>1,95</strong></td><td>2,49</td></tr><tr><td>CHAU_US03</td><td>51,70</td><td>64,73</td><td>125,99</td><td>15,94</td><td><strong>21,59</strong></td><td>27,47</td></tr><tr><td>CHAU_US04</td><td>124,86</td><td>156,34</td><td>304,28</td><td>32,78</td><td><strong>44,25</strong></td><td>56,53</td></tr><tr><td>CHAU_US05</td><td>24,74</td><td>30,98</td><td>60,29</td><td>7,10</td><td><strong>9,60</strong></td><td>12,25</td></tr><tr><td>CHAU_US06</td><td>169,51</td><td>212,24</td><td>413,09</td><td>58,71</td><td><strong>79,34</strong></td><td>101,05</td></tr><tr><td>CHAU_US07</td><td>8,17</td><td>10,23</td><td>19,90</td><td>2,05</td><td><strong>2,77</strong></td><td>3,54</td></tr><tr><td>DON_US01</td><td>84,42</td><td>105,70</td><td>205,72</td><td>67,82</td><td><strong>91,81</strong></td><td>117,25</td></tr><tr><td>DON_US02</td><td>77,83</td><td>97,46</td><td>189,68</td><td>31,75</td><td><strong>43,09</strong></td><td>55,07</td></tr><tr><td>DON_US03</td><td>3,91</td><td>4,89</td><td>9,52</td><td>1,48</td><td><strong>1,99</strong></td><td>2,55</td></tr><tr><td>DON_US04</td><td>6,39</td><td>8,00</td><td>15,57</td><td>3,50</td><td><strong>4,74</strong></td><td>6,06</td></tr><tr><td>DON_US05</td><td>416,22</td><td>521,14</td><td>1014,31</td><td>208,14</td><td><strong>282,64</strong></td><td>361,40</td></tr><tr><td>DON_US06</td><td>26,28</td><td>32,91</td><td>64,05</td><td>13,56</td><td><strong>18,39</strong></td><td>23,51</td></tr><tr><td>DON_US07</td><td>38,87</td><td>48,66</td><td>94,71</td><td>14,78</td><td><strong>20,09</strong></td><td>25,54</td></tr><tr><td>DON_US08</td><td>137,00</td><td>171,54</td><td>333,87</td><td>99,04</td><td><strong>134,47</strong></td><td>171,80</td></tr><tr><td>DON_US09</td><td>11,69</td><td>14,64</td><td>28,50</td><td>6,69</td><td><strong>9,09</strong></td><td>11,62</td></tr><tr><td>RhCont_US01</td><td>184,94</td><td>231,56</td><td>450,69</td><td>32,31</td><td><strong>43,93</strong></td><td>56,33</td></tr><tr><td>RhCont_US02</td><td>1,68</td><td>2,10</td><td>4,09</td><td>0,32</td><td><strong>0,44</strong></td><td>0,56</td></tr><tr><td>RhCont_US03</td><td>109,85</td><td>137,55</td><td>267,71</td><td>26,71</td><td><strong>36,20</strong></td><td>46,37</td></tr><tr><td>RhCont_US04</td><td>90,78</td><td>113,66</td><td>221,22</td><td>23,60</td><td><strong>31,88</strong></td><td>40,89</td></tr><tr><td>RhCont_US05</td><td>2,17</td><td>2,72</td><td>5,29</td><td>0,47</td><td><strong>0,64</strong></td><td>0,82</td></tr><tr><td>RhCont_US06</td><td>3,32</td><td>4,15</td><td>8,09</td><td>1,09</td><td><strong>1,48</strong></td><td>1,89</td></tr><tr><td>RhCont_US07</td><td>49,04</td><td>61,40</td><td>119,50</td><td>12,96</td><td><strong>17,67</strong></td><td>22,62</td></tr><tr><td>RhMar_US02</td><td>14,97</td><td>20,18</td><td>42,32</td><td>5,56</td><td><strong>7,53</strong></td><td>9,60</td></tr><tr><td>RhMar_US04</td><td>0,52</td><td>0,69</td><td>1,46</td><td>0,15</td><td><strong>0,21</strong></td><td>0,27</td></tr><tr><td>RhMar_US05</td><td>194,78</td><td>262,53</td><td>550,47</td><td>55,74</td><td><strong>75,35</strong></td><td>96,37</td></tr><tr><td>RhMar_US06</td><td>3,74</td><td>5,04</td><td>10,57</td><td>0,68</td><td><strong>0,92</strong></td><td>1,18</td></tr><tr><td>TOTAL</td><td>2 677</td><td>3 125</td><td>3 881</td><td>945</td><td><strong>1 041</strong></td><td>1 141</td></tr></tbody></table>
### 3.2.3.2. Identification des données manquantes

Il existe dans le Bassin parisien un très grand jeu de données avec la possibilité d'élargir le nombre de puits pour le calcul de la porosité effective. La carte de distribution de faciès pourrait être améliorée (exemple des récents travaux sur le Trias).

D'après cette étude EVASTOCO2, la plus grande capacité de stockage de CO₂ se situe dans les grès de Donnemarie du Trias supérieur mais reste très incertaine. En effet, l'injectivité reste à vérifier car difficile à prédire sur la base des connaissances actuelles. De plus, ces formations étant moins exploitées et donc bien moins connues que celles du Dogger, il existe encore de nombreuses incertitudes concernant la distribution des faciès, les cartes de profondeur et les propriétés réservoirs, souvent impactées par l'hétérogénéité des faciès.

Les calcaires du Dogger offrent de grandes capacités de stockage, sont distribués sur l'ensemble du territoire francilien, et sont bien couverts par les données actuellement existantes. Les verrous scientifiques actuels se limitent principalement à la caractérisation des failles secondaires et à l'amélioration des connaissances de la couverture. Ces travaux sur le Dogger du Bassin parisien devront par la suite être entrepris à l'échelle du « prospect » et non via une étude régionale.

Ainsi, du fait de fortes incertitudes subsistant sur l'hétérogénéité des faciès des grès du Trias, et de la surestimation potentielle des intervalles réservoir pour les grès de Donnemarie, les calcaires du Dogger sont préconisés pour être la cible prioritaire pour un stockage de CO₂ dans une perspective à court terme.

En conclusion, EVASTOCO2 a permis de mieux estimer les ressources théoriques de stockage de CO₂ dans le Bassin parisien par rapport aux études antérieures. Il reste cependant une incertitude résiduelle associée à ce type d'évaluation volumétrique en modélisation statique. Afin de la réduire et d'estimer des ressources de stockage plus opérationnelles, il est proposé de réaliser des travaux complémentaires afin de pouvoir réaliser des modélisations dynamiques pour passer des ressources de stockage en réserves. Ces travaux complémentaires permettront de dé-risquer la filière du CCS et de lever des verrous scientifiques qui limitent encore le développement opérationnel de la filière, notamment dans le Bassin parisien.
## 3.3. Bassin lorrain (onshore)

### 3.3.1. Pièges en réservoirs déplétés

Dans le cadre de cette étude, ce type de ressource de stockage n'a pas pu être étudié, même si deux champs d'hydrocarbures sont répertoriés dans cette zone géographique (Forcelles et Trois-Fontaines).

### 3.3.2. Pièges structuraux en aquifères salins

Dans le cadre de cette étude, ce type de ressource de stockage n'a pas pu être étudié, aucune structure fermée et scellée par une couverture dont le caractère imperméable a été démontré n'a pu être identifiée.

### 3.3.3. Hors pièges structuraux en aquifères salins

Enfoui sous la couverture mésozoïque de la bordure orientale du Bassin de Paris, le Bassin Carbonifère-Permien de Lorraine représente l'extension occidentale du Bassin de Sarre et de Nahe en Allemagne. L'ensemble s'étend le long d'une direction WSW-ENE sur près de 250 km de long et environ 100 km de large, et comprend une épaisse succession continentale (environnement fluviatile à lacustre) atteignant 6 à 8 km cumulés, ce qui en fait le dépôt-centre Carbonifère-Permien le plus important en Europe. La connaissance du bassin reste néanmoins incomplète. En effet, la série Carbonifère-Permien continentale en Lorraine est actuellement peu datée. Un autre verrou scientifique dans ce Bassin est le calage en profondeur des structures et des limites d'unités, établit principalement via l'interprétation récente des profils sismiques en temps double. Un modèle de vitesse à partir des diagraphies disponibles reste à développer afin de convertir les interprétations sismiques en profondeur. D'autres verrous d'ordre technique peuvent être cités comme le couplage entre les données gravimétriques et magnétiques, la modélisation de l'évolution thermique du bassin, ou encore l'analyse quantitative de certains niveaux réservoirs à partir des profils sismiques. Cependant, il est à noter que le Bassin Carbonifère-Permien lorrain dispose de bases de données intéressantes avec un maillage de profils sismiques et des forages carottés, certes anciens, mais bien répartis. Même si l'ampleur de ce bassin requiert incontestablement plus de données, de nombreuses données existantes ont pu être compilées et utilisées.

#### 3.3.3.1. Estimations des capacités de stockage et de l'incertitude associée

Les cartes de la base du bassin et des limites d'unités de stockage potentielles sont principalement utilisées pour délimiter des zones de stockage. Dix unités de stockage sont identifiées au sein des secteurs pré-ciblés respectant les critères de profondeur (> 900 m), la salinité minimum de 1g/L, ainsi que la zone tampon de 2 km de part et d'autre des failles (Figure 15). La qualité de la couverture permienne n'est pas prise en compte dans la sélection des unités de stockage. Le piégeage d'une « poche de CO₂ » est donc supposé dans les différentes structures, mais celles-ci ne représentent pas des structures fermées et scellées par différentes couvertures dont le caractère imperméable n'est pas clairement démontré. Il s'agit donc de réservoirs hors pièges structuraux.

Dans le cas du Bassin Carbonifère-Permien lorrain, il n'y a pas d'information sur le rôle passant ou bloquant des failles par rapport aux fluides. Par précaution, toutes les failles sont considérées comme passantes, et donc défavorables au stockage du gaz en profondeur.

Les lithologies des unités permo-carbonifères sont connues à partir des logs sédimentaires de 15 forages. Les proportions de faciès sont documentées par unité. En moyenne, les forages montrent 4 % de charbon, 44 % d'argilite et siltite riches en matière organique, 27 % de grès et 20 % de conglomérats. Ce sont les grès et les conglomérats qui sont les niveaux cibles retenus pour le stockage de CO₂. Les différents forages de référence donnent une valeur de NTG moyen de 0,47 à l'échelle du bassin, avec Q10 = 0,32, Q50 = 0,45 et Q90 = 0,61. Suivant l'équation de la courbe de porosité à Gironville-101 (forage le plus profond de Lorraine), les valeurs de porosité aux profondeurs moyennes du toit de l'unité de stockage sont comprises entre 3 % et 7 %, et elles ont été appliquées pour la méthode M1. Pour la méthode M2, des valeurs minimales, médianes et maximales de porosité comprises entre 0,1 % et 20 % ont été retenues.
<figure><img src="image_20.png" /><figcaption>Figure 15 : Localisation et épaisseur des unités de stockage potentielles superposées au schéma structural et aux zones tampons de 2 km de part et d'autres des failles majeures du Bassin lorrain</figcaption></figure>

Enfin, une limite de profondeur à 3 000 m à partir de laquelle la porosité est systématiquement inférieure à 2 % est définie, et donc où la qualité du réservoir est médiocre. Les épaisseurs et volumes d'unités de stockage sont donc définis en prenant en compte une profondeur limite de 3 000 m sous le niveau du sol. Par ailleurs, les coûts d'une exploitation de stockage en grande profondeur et les difficultés techniques associées contribuent également à l'exclusion des réservoirs enfouis à plus de 3 km de profondeur.

Les unités de stockage sont classées suivant un barème (noté de 3 à 1) en fonction de la quantité et de la qualité des données sismiques et de forages (Tableau 8). La note 3 correspond à une présence de nombreux forages, et les lignes sismiques traversant le secteur permettent d'établir la structuration 3D de l'unité de stockage. La note 2 correspond à un nombre limité de forages, et les lignes sismiques traversent en partie l'unité de stockage et permettent une compréhension locale de la géométrie du sous-sol. Enfin, la note 1 correspond à une rare présence ou absence de forages et les données sismiques ne permettent pas d'établir la structuration 3D du réservoir. Les volumes des unités de stockage varient de 24 à 1 047 km³. La répartition géographique des unités de stockage et leurs épaisseurs sont compilées dans la Figure 15.

Les résultats issus des méthodes M1 et M2 sont comparés à partir des valeurs à Q50 (Tableau 9). La méthode M1 donne des capacités de stockage comprises entre 13 et 620 Mt. La méthode M2 donne des capacités de stockage comprises entre 3 et 140 Mt. La grande variabilité des capacités de stockage est principalement expliquée par la dimension des unités de stockage (superficie et épaisseur de l'unité de stockage notamment). De manière générale, la méthode M1 donne en moyenne des capacités de stockage cinq fois supérieures à la méthode M2. De plus, l'incertitude donnée par les valeurs Q10 et Q90 montre peu de recouvrement entre les méthodes M1 et M2 (Figure 16). Seuls les secteurs Demange et Sarreguemines montrent un recouvrement des incertitudes entre les deux méthodes. Cette observation ne remet pas en cause les résultats mais suggère qu'un ou plusieurs paramètres influencent largement le résultat final.

Dans le cas où les incertitudes entre les méthodes M1 et M2 montrent des résultats très différents, la méthode M2 donnant de plus faibles valeurs de capacité de stockage est privilégiée. La méthode M1 surestimerait donc la capacité de stockage, probablement en raison des fortes valeurs de SEF choisies.
<table><caption>Tableau 8 : Dimensions des unités de stockage dans le Bassin lorrain. Le volume de l'unité de stockage est calculé à partir de l'épaisseur médiane des formations Westphalien et Stéphanien. La qualité des données des unités de stockage est estimée de 3 à 1 (voir texte).</caption><thead><tr><th>Unités de stockage</th><th>Aire (km²)</th><th>Volume (km³)</th><th>Epaisseur min (m)</th><th>Epaisseur médiane (m)</th><th>Epaisseur max (m)</th><th>Structure</th><th>Qualité des données</th></tr></thead><tbody><tr><td>Morhange</td><td>437</td><td>814</td><td>1 523</td><td>1 860</td><td>2 113</td><td>Anticlinal</td><td>3</td></tr><tr><td>Sarreguemines</td><td>1705</td><td>960</td><td>0</td><td>563</td><td>1 833</td><td>Biseau stratigraphique</td><td>2</td></tr><tr><td>Champenoux</td><td>1119</td><td>853</td><td>316</td><td>762</td><td>2167</td><td>Synclinal (?), biseau (?)</td><td>1</td></tr><tr><td>Forcelles</td><td>874</td><td>397</td><td>0</td><td>454</td><td>744</td><td>Biseau stratigraphique</td><td>1</td></tr><tr><td>Francheville</td><td>629</td><td>1047</td><td>200</td><td>1 665</td><td>2152</td><td>Synforme</td><td>3</td></tr><tr><td>Demange</td><td>1360</td><td>553</td><td>0</td><td>407</td><td>1529</td><td>Synforme</td><td>2</td></tr><tr><td>Commercy</td><td>54</td><td>86</td><td>1 328</td><td>1 579</td><td>1773</td><td>Mur faille normale</td><td>1</td></tr><tr><td>Xivray</td><td>165</td><td>319</td><td>1 643</td><td>1 940</td><td>2109</td><td>Synforme</td><td>1</td></tr><tr><td>Neufchâteau</td><td>308</td><td>233</td><td>153</td><td>754</td><td>1008</td><td>Biseau stratigraphique</td><td>1</td></tr><tr><td>Lérouville</td><td>15</td><td>24</td><td>1 320</td><td>1 587</td><td>1724</td><td>Synforme</td><td>1</td></tr></tbody></table>

<table><caption>Tableau 9 : Estimations des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans le Bassin lorrain</caption><thead><tr><th>Unité de stockage</th><th>M1_Q10</th><th>M1_Q50</th><th>M1_Q90</th><th>M2_Q10</th><th>M2_Q50</th><th>M2_Q90</th></tr></thead><tbody><tr><td>Morhange</td><td>338</td><td>498</td><td>1092</td><td>31</td><td>75</td><td>163</td></tr><tr><td>Sarreguemines</td><td>338</td><td>498</td><td>1093</td><td>39</td><td>140</td><td>404</td></tr><tr><td>Champenoux</td><td>421</td><td>620</td><td>1361</td><td>40</td><td>112</td><td>287</td></tr><tr><td>Forcelles</td><td>133</td><td>195</td><td>428</td><td>16</td><td>47</td><td>121</td></tr><tr><td>Francheville</td><td>352</td><td>518</td><td>1137</td><td>42</td><td>116</td><td>279</td></tr><tr><td>Demange</td><td>156</td><td>230</td><td>504</td><td>36</td><td>131</td><td>391</td></tr><tr><td>Commercy</td><td>33</td><td>48</td><td>106</td><td>4</td><td>10</td><td>22</td></tr><tr><td>Xivray</td><td>131</td><td>193</td><td>423</td><td>14</td><td>35</td><td>78</td></tr><tr><td>Neufchâteau</td><td>88</td><td>129</td><td>284</td><td>9</td><td>23</td><td>56</td></tr><tr><td>Lérouville</td><td>9</td><td>13</td><td>31</td><td>1</td><td>3</td><td>6</td></tr><tr><td>Capacité totale</td><td>2788</td><td>3662</td><td>5318</td><td>562</td><td>845</td><td>1293</td></tr></tbody></table>

<figure><img src="image_21.png" /><figcaption>Figure 16 : Synthèse des capacités de stockage par unité pour les méthodes M1 et M2 dans le Bassin lorrain</figcaption></figure>
### 3.3.3.2. Identification des données manquantes

Le Tableau 10 synthétise les points de vigilance, les données manquantes et propose quelques recommandations en guise de perspectives afin de lever des incertitudes ou répondre à des interrogations.

<table><caption>Tableau 10 : Points de vigilance et recommandations pour le Bassin lorrain</caption><thead><tr><th>Points de vigilance</th><th>Recommandations</th></tr></thead><tbody><tr><td colspan="2">Modèle géologique</td></tr><tr><td>Les cartes de profondeur et d'épaisseurs des unités permo-carbonifères sont basées sur des cartes anciennes publiées. Ces cartes ne prennent pas en compte les interprétations sismiques récentes établies à partir des profils BRGM retraités.</td><td>Les interprétations sismiques doivent être converties en profondeur afin de construire un modèle géologique 3D de la zone d'étude.</td></tr><tr><td colspan="2">Hétérogénéité du réservoir</td></tr><tr><td>L'hétérogénéité du réservoir (succession conglomérat-grès-silts-argiles) et la récurrence des couches de charbon induisent un effet barrière, elles segmentent et limitent significativement la dimension des unités de stockage. Cette hétérogénéité est d'origine sédimentaire et diagénétique.</td><td>Développer une représentation 3D de l'hétérogénéité des faciès avant et pendant la phase d'injection afin de modéliser les digitations du panache de CO<sub>2</sub>. Utiliser cette forte hétérogénéité pour contrer la remontée du panache de CO<sub>2</sub>.</td></tr><tr><td colspan="2">Efficacité de la couverture</td></tr><tr><td>Les dépôts du Permien et notamment les faciès rouges gréso-argileux « Saxonien » sont mal connus et ne sont pas considérés comme une couverture imperméable efficace.</td><td>Des mesures pétrophysiques sont nécessaires pour mieux documenter le rôle de la couverture permienne du réservoir carbonifère.</td></tr><tr><td>Ce sont les formations permiennes qui isolent les grès du Buntsandstein.</td><td>Préférer les unités de stockage ayant une forte couverture permienne. Eviter de cibler les petites unités à l'ouest du bassin (Lérouville, Commercy et Xivray) où la couverture permienne est inférieure à 10 m.</td></tr><tr><td>L'aquifère permo-carbonifère communique localement avec la nappe du Trias.</td><td>Développer une surveillance spécifique pour les unités de stockage de Morhange et Sarreguemines.</td></tr><tr><td colspan="2">Environnement</td></tr><tr><td>Prendre en compte les co-activités souterraines dans les formations du Trias (stockages de gaz, thermalisme).</td><td>Démontrer qu'il n'y a pas de connexions entre les nappes du Carbonifère et du Trias par des tests hydrauliques en forages.</td></tr><tr><td>Prendre en compte la présence d'émetteurs de CO<sub>2</sub> à proximité.</td><td>Choisir une unité de stockage en fonction de sa proximité aux émetteurs de CO<sub>2</sub> et des infrastructures de transport existantes.</td></tr><tr><td colspan="2">Alternatives</td></tr><tr><td>Stocker le CO<sub>2</sub> dans les couches de charbon où les capacités sont importantes.</td><td>Démontrer que l'on peut stocker du CO<sub>2</sub> sans induire un relargage du méthane.</td></tr><tr><td>Dissoudre le CO<sub>2</sub> dans l'eau de l'aquifère du Carbonifère dont le pH est supérieur à 9 et où la solubilité des espèces carbonées est 1000 fois supérieure aux aquifères à pH acide ou neutre.</td><td>Démontrer que l'injection de CO<sub>2</sub> n'induit pas une diminution du pH localement, réduisant fortement sa solubilisation.</td></tr></tbody></table>
## 3.4. Bassin aquitain (onshore)

### 3.4.1. Pièges en réservoirs déplétés

#### 3.4.1.1. Estimations des capacités de stockage et de l'incertitude associée

Ce paragraphe, la Figure 14, le Tableau 11, et la Figure 17 présentent l'ensemble des résultats des deux méthodes, mais seule la méthode M1 sera commentée, la méthode M2 étant plus largement expliquée dans le paragraphe réservoirs déplétés du Bassin parisien (3.2.1). Les données de production et d'injection utilisées pour évaluer les capacités de stockage par la méthode M1 ont été récupérées auprès du ministère en charge de l'énergie. N'ayant pas d'incertitudes associées à ces données mais devant toutefois la prendre en compte, elle est intégrée à la valeur du SEF. Cette valeur choisie par rapport à l'expérience de l'EOR et du stockage de CO₂ aura tendance à évoluer au cours du temps et donc à impacter les quantités. Au même titre que les aquifères salins, ces résultats apportent une hiérarchisation des zones stockables et ainsi la priorité qu'il faudra mettre pour mieux connaître ces zones en vue d'un stockage. Il n'a pas semblé pertinent de mettre des valeurs de Q10, Q50 et Q90 pour la méthode M1. Cette méthode utilise un facteur SEF, ces quantiles ont vocation à donner une fourchette allant d'un résultat conservatif (grande chance de stocker cette capacité) à un résultat optimiste (chance plus faible d'y arriver, mais probable). Avec les connaissances actuelles sur le stockage de CO₂ et l'EOR, la fourchette ne pourrait être justifiée, les principaux facteurs limitants étant essentiellement dus à la pression.

Il est important de revenir sur le crédit apporté à chacune des méthodes. En effet, les deux méthodes présentent des avantages et des inconvénients. La récente expérience d'études plus poussées dans l'évaluation des capacités de stockage de CO₂ montre que les premiers facteurs limitants seront la pression d'abandon des bouchons de puits et l'éventuelle modification des propriétés de couverture. Il semble donc peu pertinent de donner plus de crédit à une méthode plutôt qu'à une autre. Le fait est que ces estimations nécessitent une quantité de données beaucoup plus importante et que ces résultats présentent un classement de priorité des investissements à apporter pour avoir une réelle estimation.

#### 3.4.1.2. Identification des données manquantes

Les réservoirs déplétés sont bien connus et des études pour évaluer le potentiel de stockage en CO₂ sont d'ores-et-déjà en cours sur certains champs. Les recommandations sont les suivantes :

* Les études de faisabilité d'un projet de stockage de CO₂ sur les champs de Lacq profond et Meillon sont en cours dans le cadre du projet PYCASSO. Il ne semble pas pertinent de continuer le travail dans le cadre de cette étude pour estimer leurs potentiels, alors que des entreprises ont déjà entamé un travail plus précis se basant sur des méthodes plus abouties.

* Le champ d'huile de Parentis est exploité par une entreprise qui est en dehors du groupe de travail stockage du CSF. Il est recommandé de les engager sur le sujet pour aller plus loin dans l'estimation qu'ils ont probablement déjà commencée. Sinon, une proposition d'étude collaborative sur ce champ pourrait être faite.

* Une étude plus poussée, du type de celle en cours sur Lacq profond et Meillon avec l'ensemble des données pour les champs de Saint-Marcet, Cazaux et Rousse permettrait de voir l'intérêt de stockage dans cette région.
<table><caption>Tableau 11 : Estimation des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans les réservoirs déplétés du Bassin aquitain</caption><thead><tr><th>Unité</th><th>Type</th><th>M1</th><th>M2_Q10</th><th>M2_Q50</th><th>M2_Q90</th></tr></thead><tbody><tr><td>Lacq profond</td><td>Gaz</td><td>461,66</td><td>/</td><td>/</td><td>656,80</td></tr><tr><td>Meillon-St Faust-Pont d'As-Mazères</td><td>Gaz</td><td>102,42</td><td>/</td><td>/</td><td>145,70</td></tr><tr><td>Saint Marcet</td><td>Gaz</td><td>18,66</td><td>/</td><td>/</td><td>26,09</td></tr><tr><td>Rousse</td><td>Gaz</td><td>9,18</td><td>/</td><td>/</td><td>11,36</td></tr><tr><td>Le Lanot</td><td>Gaz</td><td>6,18</td><td>/</td><td>/</td><td>7,61</td></tr><tr><td>Ucha</td><td>Gaz</td><td>3,42</td><td>/</td><td>/</td><td>4,57</td></tr><tr><td>Auzas</td><td>Gaz</td><td>1,23</td><td>/</td><td>/</td><td>1,41</td></tr><tr><td>Proupiary</td><td>Gaz</td><td>0,53</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td></tr><tr><td>Andoins</td><td>Gaz</td><td>0,35</td><td>/</td><td>/</td><td>0,49</td></tr><tr><td>Cassourat</td><td>Gaz</td><td>0,31</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td></tr><tr><td>Ger</td><td>Gaz</td><td>0,30</td><td>/</td><td>/</td><td>0,40</td></tr><tr><td>Ledeuix</td><td>Gaz</td><td>0,25</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td></tr><tr><td>Parentis</td><td>Huile</td><td>30,14</td><td>4,03</td><td>9,82</td><td>98,19</td></tr><tr><td>Cazaux</td><td>Huile</td><td>6,55</td><td>2,19</td><td>6,43</td><td>20,09</td></tr><tr><td>Vic Bilh</td><td>Huile</td><td>3,13</td><td>1,76</td><td>3,75</td><td>8,73</td></tr><tr><td>Pecorade</td><td>Huile</td><td>2,05</td><td>1,24</td><td>2,10</td><td>5,37</td></tr><tr><td>Mimizan (Nord)</td><td>Huile</td><td>1,71</td><td>0,28</td><td>0,82</td><td>1,56</td></tr><tr><td>Lugos</td><td>Huile</td><td>1,62</td><td>0,86</td><td>1,30</td><td>7,21</td></tr><tr><td>Lavergne</td><td>Huile</td><td>0,97</td><td>0,54</td><td>1,32</td><td>3,77</td></tr><tr><td>Les Arbousiers</td><td>Huile</td><td>0,69</td><td>0,23</td><td>0,68</td><td>2,71</td></tr><tr><td>Mothes</td><td>Huile</td><td>0,68</td><td>0,09</td><td>0,27</td><td>2,27</td></tr><tr><td>Lagrave</td><td>Huile</td><td>0,57</td><td>0,13</td><td>0,24</td><td>1,87</td></tr><tr><td>Les Pins</td><td>Huile</td><td>0,55</td><td>0,19</td><td>0,32</td><td>1,90</td></tr><tr><td>Castera-Lou</td><td>Huile</td><td>0,52</td><td>0,15</td><td>0,44</td><td>1,75</td></tr><tr><td>Courbey</td><td>Huile</td><td>0,24</td><td>0,06</td><td>0,16</td><td>0,91</td></tr><tr><td>Montastruc</td><td>Huile</td><td>0,22</td><td>0,04</td><td>0,11</td><td>0,56</td></tr></tbody></table>
<figure><img src="image_22.png" /><figcaption>Figure 17 : Comparaison des estimations de capacités de stockage par les méthodes M1 et M2 des champs déplétés de gaz (a) et de pétrole (b) du Bassin aquitain</figcaption></figure>
## 3.4.2. Pièges structuraux en aquifères salins

### 3.4.2.1. Estimations des capacités de stockage et de l'incertitude associée

Le travail d'estimation des capacités de stockage s'est concentré sur les structures fermées considérées comme des « pièges », c'est-à-dire permettant un stockage sûr et permanent pour le CO₂. Les pièges structuraux de type anticlinaux ou anticlinaux faillants ont été identifiés à partir des cartes profondeurs régionales disponibles. Il faut noter que la majorité de ces pièges ont fait l'objet de forages d'exploration pétrolière et disposent donc de calibration puits. Sur plus de 50 pièges structuraux identifiés, 13 pièges structuraux ont rempli les critères de sélection (profondeur supérieure à 900 m, salinité supérieure à 1 g/L et présence d'un couple réservoir/couverture).

Dans le Bassin aquitain, il a été considéré que l'ensemble des failles était scellantes (étanches) du fait de la connaissance de la zone. En effet, il existe de nombreux champs d'hydrocarbures limités par des failles, témoignant de leur imperméabilité. Par ailleurs, ces 13 structures prospectives n'interfèrent pas avec les autres usages potentiels du sous-sol. Le Tableau 12 et la Figure 18 présentent les résultats pour chaque prospect identifié.

Il est important de rappeler ici que les valeurs calculées sont issues d'une faible quantité de données et que leur qualité n'a pas pu être contrôlée. Les plages d'incertitudes présentées ci-dessous sont largement sous-estimées. Ce rapport présente une hiérarchisation des zones stockables et une indication pour diriger les investissements futurs. Il est recommandé d'avertir le lecteur sur la validité de ces données en cas d'extraction des figures du présent rapport.

<table><caption>Tableau 12 : Estimation des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans les pièges structuraux en aquifères salins du Bassin aquitain</caption><thead><tr><td>Unité</td><td>M1_Q10</td><td>M1_Q50</td><td>M1_Q90</td><td>M2_Q10</td><td>M2_Q50</td><td>M2_Q90</td></tr></thead><tbody><tr><td>Mondilhan</td><td>13,32</td><td>19,58</td><td>42,45</td><td>3,50</td><td>5,68</td><td>8,94</td></tr><tr><td>Audignon</td><td>13,39</td><td>19,35</td><td>31,00</td><td>2,43</td><td>4,70</td><td>7,62</td></tr><tr><td>Fontrailles</td><td>11,02</td><td>15,93</td><td>25,52</td><td>3,45</td><td>6,52</td><td>10,68</td></tr><tr><td>Antin</td><td>6,60</td><td>9,55</td><td>15,29</td><td>2,57</td><td>4,70</td><td>7,62</td></tr><tr><td>Soulet</td><td>3,05</td><td>3,67</td><td>6,93</td><td>0,28</td><td>0,42</td><td>0,63</td></tr><tr><td>Villenave</td><td>3,04</td><td>3,66</td><td>6,90</td><td>0,69</td><td>1,06</td><td>1,56</td></tr><tr><td>Pau</td><td>2,42</td><td>3,50</td><td>5,60</td><td>0,31</td><td>0,47</td><td>0,69</td></tr><tr><td>Pignac</td><td>2,23</td><td>3,22</td><td>5,16</td><td>0,80</td><td>1,26</td><td>1,92</td></tr><tr><td>Sebastopol</td><td>0,96</td><td>1,38</td><td>2,22</td><td>0,29</td><td>0,45</td><td>0,67</td></tr><tr><td>Pau Est</td><td>0,95</td><td>1,37</td><td>2,19</td><td>0,10</td><td>0,16</td><td>0,26</td></tr><tr><td>Saint Martin</td><td>1,07</td><td>1,29</td><td>2,44</td><td>0,97</td><td>1,52</td><td>2,30</td></tr><tr><td>Salerm</td><td>0,55</td><td>0,81</td><td>1,78</td><td>0,40</td><td>0,66</td><td>1,06</td></tr><tr><td>Peyras</td><td>0,33</td><td>0,48</td><td>0,77</td><td>0,58</td><td>0,94</td><td>1,50</td></tr></tbody></table>
<figure><img src="image_23.png" /></figure>
<figure><img src="image_24.png" /><figcaption>Figure 18 : Comparaison des estimations des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans les pièges structuraux en aquifères salins du Bassin aquitain</figcaption></figure>

<figure><img src="image_25.png" /></figure>
### 3.4.2.2. Identification des données manquantes

Pour le Bassin aquitain, le niveau de connaissances géologiques élevé permet d'envisager des études poussées pour un projet de CCS. La quantité d'informations est importante mais leur récupération et leur qualité le sont moins (données anciennes à retrouver et retraiter). De nombreuses données géophysiques ont été acquises pour l'exploration pétrolière et par la suite, de nombreuses interprétations ont été menées qui ne conduisent pas toutes à un consensus cartographique, en partie, par défaut de recalibration après forage.

Le premier verrou à lever sera la récupération et la mise à disposition de l'ensemble des données disponibles sur le bassin. C'est ce qui a ralenti cette étude et qui a largement contribué au faible niveau de confiance dans les résultats pour l'évaluation des pièges structuraux en aquifères salins.

Lorsque les données seront accessibles, l'autre verrou majeur sera la qualité des données, souvent anciennes et difficiles à interpréter en l'état. Le retraitement probablement systématique des données sismiques, et la digitalisation et l'interprétation de l'ensemble des données puits disponibles seront nécessaires. La compilation des centaines de puits disponibles permettra de mieux connaître les réservoirs et les couvertures, et l'interprétation des données sismiques de mieux cerner la cartographie (volume, profondeur, failles) des pièges structuraux. Il s'agit là d'un travail absolument considérable, chronophage, coûteux en ressources humaines, mais indispensable pour les projets futurs de stockage de CO₂, d'H₂, de géothermie et d'accès à l'eau...

Face à l'ampleur de la tâche, et de manière générale, il est recommandé pour les prospects qui seront retenus à la suite d'une évaluation de réaliser une estimation plus précise et fiable des capacités de stockage de CO₂ :

* En récupérant l'ensemble des données disponibles, et en retraitant les sismiques ;

* En produisant un modèle réservoir 3D calé sur les données puits et sismiques après une longue phase d'interprétation qui ne conduira pas nécessairement à une cartographie unique ;

* En étudiant les questions d'intégrité des puits (présence des bouchons d'abandon, pression de test des bouchons d'abandon) et des couvertures (Leak off Test, venues d'eau, failles) ;

* En procédant à des acquisitions complémentaires si nécessaires, en particulier le carottage indispensable de la couverture (analyses géomécaniques sur les carottes déjà récupérées et réalisation de nouveaux carottages si nécessaire) ;

* En estimant les capacités d'injection par puits ;

* En documentant et chiffrant un modèle de développement (puits et infrastructures de surface) ;

* En procédant à des simulations réservoir pour préciser les capacités de stockage, les débits d'injection (donc le nombre de puits) et les incertitudes associées ;

* En réalisant un modèle géomécanique.

Dans un premier temps, il faut consolider les estimations du Bassin aquitain. Il est recommandé de faire un premier travail plus rapide et moins coûteux sur les quatre plus gros prospects en aquifères salins : Mondilhan, Audignon, Fontrailles et Antin. Ce travail de quelques mois permettrait de préciser les capacités et de réduire l'incertitude associée pour ces quatre prospects les plus importants avant d'engager des moyens plus conséquents (sismiques, données de puits, analyse des carottes).

Si une base de données complète du Bassin aquitain était réalisée, il serait intéressant de chercher des pièges stratigraphiques. Tenté au niveau du réservoir urgonien (Aptien) tant sur la structure de Lacq que sur celle de la ride médio-aquitaine, cet essai n'a pas pu permettre de définir une unité de stockage par défaut d'intégrité de la couverture dans le premier cas et du fait d'une salinité trop basse (eau douce) dans le second. L'histoire complexe du Bassin aquitain, marquée par des dépôts sédimentaires en biseau et des périodes d'érosion, peuvent cependant être à l'origine de pièges stratigraphiques.

### 3.4.3. Hors pièges structuraux en aquifères salins

Dans le cadre de cette étude, ce type de ressource de stockage n'a pas été étudié dans cette zone.
## 3.5. Bassin du Sud-Est (onshore) et golfe du Lion (offshore)

### 3.5.1. Pièges en réservoirs déplétés

Cette zone ne comprend aucun réservoir de gaz ou pétrole exploité malgré plusieurs campagnes d'acquisition sismiques. Seul un Permis Exclusif de Recherche a été déposé au début du XXIe siècle sans suite et dont les résultats et la synthèse ne sont pas publics.

### 3.5.2. Pièges structuraux en aquifères salins

L'étude de la zone du Bassin du Sud-Est et du golfe du Lion a exclusivement portée sur les pièges structuraux en aquifères salins en subdivisant la zone en 5 régions (Figure 19) :

<figure><img src="image_26.png" /><figcaption>Figure 19 : Positionnement des différentes zones de l'étude du Bassin du Sud-Est (BACHE, 2008 ; TASSY, 2012)</figcaption></figure>

La marge de Ligure vient fermer le Bassin Liguro-Provençal et possède un plateau continental très étroit (< 5 km) qui est géologiquement peu propice à un stockage. Au-delà du plateau continental, le Bassin Liguro-Provençal est peu documenté mais recèlerait un potentiel important qu'il conviendrait d'explorer. Quelques études et acquisitions y ont été réalisées mais ne sont pas publiques. Aucun forage n'y est recensé dans la base Minergies<fnref n="9" />.

Les marges du golfe du Lion et de Provence sont mieux documentées, avec de nombreuses publications académiques. Cependant, un faible nombre de forages profonds (11) sont recensés dans la zone offshore et 78 dans le Bassin du Sud-Est et la basse vallée du Rhône. Les données de caractéristiques des réservoirs (porosité, perméabilité) sont rares. De nombreux profils sismiques 2D sont recensés mais sont souvent anciens (antérieurs aux années 80) avec peu d'interprétations publiées.

L'étude s'est concentrée sur les structures fermées identifiées dans les travaux académiques et projets précédents. La définition structurale est incertaine et l'épaisseur des formations carbonatées du Jurassique peut être très importante, même s'il n'est pas forcément possible d'y distinguer les limites des différentes unités. En particulier, l'évaluation de la couverture est en général qualitative et incertaine. Les pièges structuraux identifiés (37) sur l'ensemble des zones offshore et onshore sont présentés Figure 20. Nombre de ces grabens (pièges structuraux) sont bordés par de grandes failles, accidents majeurs du socle.

<footnote n="9">⁹ https://www.minergies.fr/fr/cartographie</footnote>
Ce chapitre synthétise l'ensemble de la documentation et l'analyse géologique menée dans cette étude sur la zone du Bassin du Sud-Est et du golfe du Lion.

<figure><img src="image_27.png" /><figcaption>Figure 20 : Positionnement des pièges structuraux identifiés dans cette étude pour la marge du golfe du Lion et une partie de la marge provençale sur la carte des isopauxes du rift Oligo-Aquitanien de GUENNOC et al. (2000). Les pièges structuraux de Planier, de Riou.01 et Riou.02 sont situés à l'est de l'emprise de cette carte.</figcaption></figure>

### 3.5.2.1. Estimations des capacités de stockage et de l'incertitude associée

Afin de déterminer les propriétés structurales (profondeur, épaisseur), il est nécessaire de convertir les données sismiques de la littérature exprimées en temps double (enregistrement du temps de trajet aller-retour des ondes sismiques entre la surface - source, une formation et la surface - réception) en profondeur. Seuls deux puits offshore ont les données (publiées) suffisantes pour cette conversion (aucun retraitement de données n'a été réalisé). Cette loi de conversion temps - profondeur a été appliquée à toutes les structures de la zone en l'absence d'informations sur la profondeur et l'épaisseur de la formation envisagée pour le stockage. Cette approche introduit une incertitude supplémentaire. L'estimation des capacités par les méthodes M1 et M2 encadre les résultats publiés par de précédents projets (Tableau 13).

<table><caption>Tableau 13 : Comparaison des estimations de capacité de stockage de CO₂ (en Mt) pour les structures identifiées par CARNEIRO et MESQUITA (2020) par M1 et M2 (Q50) dans le Bassin du Sud-Est</caption><thead><tr><td>Piège</td><td>StrategyCCUS (CARNEIRO et MESQUITA, 2020)</td><td>EVASTOCO2 - M1_Q50</td><td>EVASTOCO2 - M2_Q50</td></tr></thead><tbody><tr><td>Haut d'Abaron</td><td>24</td><td>60,6</td><td>0,33</td></tr><tr><td>Mas-de-Madame</td><td>22,8</td><td>232,2</td><td>1,88</td></tr><tr><td>Saintes-Maries-de-la-Mer</td><td>9,7</td><td>437</td><td>11,4</td></tr><tr><td>Cicendèle</td><td>0,9</td><td>40,2</td><td>0,33</td></tr></tbody></table>
En prenant en compte les contraintes de profondeur, toutes les structures onshore (sauf celle d'Istres) ou à proximité immédiate de la côte et celle de la zone offshore des Saintes-Maries-de-la-Mer sont exclues. Seules 25 structures sont retenues avec des capacités estimées importantes qui sont évaluées à environ 13 690 et 710 Mt de CO₂ respectivement pour la méthode M1 et M2. L'ajout de la contrainte de proximité de failles implique une réduction supplémentaire des structures satisfaisantes, car nombre d'entre-elles sont identifiées comme pièges contre-faille. 15 structures satisfont ainsi les critères de profondeur et de distance aux failles (Erreur ! Source du renvoi introuvable.). La Erreur ! Source du renvoi introuvable. illustre l'incertitude de l'estimation des capacités de stockage pour chaque structure satisfaisant le critère de profondeur et celui de la distance aux failles. L'estimation des capacités de stockage de la zone est alors réduite d'environ 50 % et évaluée à environ 5490 Mt de CO₂ pour M1 et 310 Mt de CO₂ pour M2 (Q50 du Tableau 14).

<figure><img src="image_28.png" /><figcaption>Figure 21 : Positionnement des 15 pièges structuraux identifiés satisfaisant le critère de profondeur minimum (900 m) et la présence de failles (distance > 2 km) dans le Bassin du Sud-Est et golfe du Lion</figcaption></figure>

<figure><img src="image_29.png" /><figcaption>Figure 22 : Capacités de stockage de CO₂ (en Mt) pour les 15 différentes structures identifiées dans le Bassin du Sud-Est. Pour chaque structure, le point indique la capacité moyenne (Q50), l'extension de la barre correspond à la différence Q10-Q90.</figcaption></figure>
<table><caption>Tableau 14 : Estimations des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) pour les différentes structures satisfaisant le critère de profondeur minimum (900 m) et la présence de failles (distance > 2 km) par les méthodes M1 et M2 dans le Bassin du Sud-Est</caption><thead><tr><th>Piège</th><th>M1_Q10</th><th>M1_Q50</th><th>M1_Q90</th><th>M2_Q10</th><th>M2_Q50</th><th>M2_Q90</th></tr></thead><tbody><tr><td>Istres</td><td>869,5</td><td>1382,0</td><td>1959,2</td><td>20,5</td><td>25,3</td><td>31,6</td></tr><tr><td>Grand Faraman</td><td>173,0</td><td>274,9</td><td>389,7</td><td>53,4</td><td>72,0</td><td>97,3</td></tr><tr><td>Sète 2</td><td>746,9</td><td>1187,0</td><td>1682,8</td><td>24,3</td><td>33,2</td><td>45,5</td></tr><tr><td>Calmar</td><td>543,7</td><td>864,2</td><td>1225,2</td><td>19,9</td><td>27,2</td><td>37,3</td></tr><tr><td>Mistral.02</td><td>18,0</td><td>28,6</td><td>40,6</td><td>1,8</td><td>2,5</td><td>3,4</td></tr><tr><td>Rascasse.03</td><td>30,0</td><td>47,7</td><td>67,7</td><td>7,3</td><td>10,0</td><td>13,7</td></tr><tr><td>Est GLP2.01</td><td>16,6</td><td>26,4</td><td>37,5</td><td>3,7</td><td>5,0</td><td>6,9</td></tr><tr><td>Est GLP2.03</td><td>46,5</td><td>73,9</td><td>104,8</td><td>7,0</td><td>9,6</td><td>13,2</td></tr><tr><td>Est GLP2.02</td><td>62,6</td><td>99,4</td><td>141,0</td><td>6,0</td><td>8,2</td><td>11,4</td></tr><tr><td>Rascasse.04</td><td>19,8</td><td>31,4</td><td>44,5</td><td>6,0</td><td>8,2</td><td>11,2</td></tr><tr><td>Rascasse</td><td>8,8</td><td>14,1</td><td>19,9</td><td>4,0</td><td>5,6</td><td>7,7</td></tr><tr><td>Beauduc.02</td><td>43,1</td><td>56,0</td><td>94,8</td><td>3,2</td><td>4,5</td><td>6,3</td></tr><tr><td>Beauduc.03</td><td>8,2</td><td>10,7</td><td>18,1</td><td>2,4</td><td>3,3</td><td>4,6</td></tr><tr><td>Rhône</td><td>192,4</td><td>249,8</td><td>423,5</td><td>26,7</td><td>37,9</td><td>54,2</td></tr><tr><td>Planier</td><td>643,0</td><td>1021,9</td><td>1448,7</td><td>37,1</td><td>52,1</td><td>73,4</td></tr><tr><td>TOTAL</td><td>4920</td><td>5490</td><td>6060</td><td>290</td><td>310</td><td>340</td></tr></tbody></table>

Plusieurs interférences de surface ont été identifiées dans le secteur de la marge du golfe du Lion et de la marge provençale. Parmi celles-ci, les zones protégées représentent l'interférence majeure identifiée. La prise en compte de l'ensemble des sites protégés impacte la majorité des pièges structuraux identifiés. D'autres zones d'interférences, en relation avec la présence de conduites sous-marines et de canalisations déjà en place, sont à prendre en compte notamment celles qui sont situées à l'aplomb de certains pièges. Les parcs éoliens en activité n'interfèrent pas avec les pièges identifiés. Toutefois, les futures zones de parcs éoliens marins seront en interférence avec certains pièges. Enfin, les zones d'activités classées D et d'exercices militaires sont à approfondir afin de déterminer leurs possibles interférences avec les zones de pièges.

En prenant en compte les contraintes environnementales de surface, seules trois structures ne sont pas concernées et représentent une capacité de 205 et 26 Mt de CO₂ (Q50) respectivement pour la méthode M1 et M2. Cependant, les contraintes environnementales de surface permettent, sous conditions, le développement de projets à l'instar des projets d'éoliennes marines dans la zone, mais en prenant en compte les enjeux environnementaux durant toutes les phases de développement de projets de stockage.
### 3.5.2.2. Identification des données manquantes

L'ensemble de la zone et en particulier le domaine offshore est assez mal connu mais présente de forts potentiels avec néanmoins beaucoup d'incertitudes.

#### 3.5.2.2.1. Incertitudes

L'identification des unités réservoirs et couvertures a été réalisée sur la base des données accessibles dans la bibliographie (sismiques et puits). Ces données ne couvrent pas toujours l'ensemble de la zone prospectée et peuvent également être de faible résolution (sismique). Par conséquence, l'une des plus fortes incertitudes associées à ce travail a été l'interprétation des données.

Par exemple, une incertitude importante est liée à l'identification des structures fermées pouvant être des pièges sur la base des cartographies isobathes et des quelques cartes de la nature du substratum supposée. Pour la majorité des structures fermées détectées, les propriétés réservoirs et autres paramètres associés ne sont pas disponibles faute de puits foré dans celles-ci. Afin d'estimer des capacités de stockage, ce sont les données existantes environnantes qui ont été utilisées pour caractériser au mieux les structures. Ces travaux induisent une incertitude dans l'estimation du potentiel de stockage de cette zone. Dans cette étude, seules les structures fermées ont été identifiées comme pièges dans cette zone. Toutefois, des travaux supplémentaires seraient à réaliser afin de prospecter l'ensemble des formations réservoirs dans le but d'identifier d'autres types de pièges (par ex. piégeage stratigraphique ou hydrodynamique, voir Glossaire). Cela permettrait de considérer d'autres volumes pouvant augmenter significativement les capacités de stockage du Bassin du Sud-Est et golfe du Lion.

#### 3.5.2.2.2. Recommandations

Afin de réduire les incertitudes mentionnées ci-dessus et d'augmenter les connaissances sur le potentiel de stockage de la zone, il serait souhaitable de procéder au retraitement des données existantes (sismiques et puits) afin d'établir :

* Une cartographie de l'ensemble des unités réservoirs avec identification des caractéristiques réservoirs dont la porosité, la perméabilité, l'épaisseur mais encore l'environnement de dépôt, les faciès ;

* Une caractérisation des propriétés de la couverture ;

* Un modèle de vitesse cohérent (temps - profondeur) ;

* Une cartographie des failles majeures et mineures plus détaillée.

Ces travaux permettraient d'établir un modèle structural et hydraulique régional et d'identifier les zones d'intérêts pour des développements complémentaires.

L'acquisition de données (sismiques et puits) et le retraitement de celles existantes (mais non disponibles) dans le Bassin Liguro-Provençal serait profitable pour déterminer le potentiel de stockage de cette zone.

En parallèle du retraitement des données existantes sur l'offshore méditerranéen, il est fortement recommandé de retraiter les travaux existants sur l'ensemble du domaine onshore qui pourraient être utilisés comme analogue. Dans cette première phase de caractérisation du potentiel de stockage du secteur méditerranéen, l'incorporation des données onshore n'a pas été réalisée dans cette étude.

Pour une meilleure estimation des capacités de stockages, une étude de sensibilité est recommandée.

Enfin, si la zone de l'offshore méditerranéen est retenue pour aller plus loin, il serait souhaitable d'avoir recourt à la modélisation dynamique pour réduire les incertitudes liées aux comportements du CO₂ dans le réservoir et d'établir les possibles scénarios de migration de celui-ci.

### 3.5.3. Hors pièges structuraux en aquifères salins

À ce stade, le potentiel de stockage en aquifère ouvert, comme dans les projets industriels norvégiens (Sleipner et Northern Lights), n'a pas été évalué mais pourrait être très important compte tenu de l'épaisseur et l'extension des plateformes carbonatées du plateau continental.
# 4. Conclusion/Perspectives

Le projet EVASTOCO2 a analysé selon une méthodologie commune les ressources théoriques de stockage géologique de CO₂ en France hexagonale. L'étude a ciblé deux types de stockages potentiels, d'une part des réservoirs d'hydrocarbures déplétés, et d'autre part des aquifères salins profonds dans des pièges structuraux ou hors pièges structuraux.

L'étude mentionne aussi les données manquantes et le niveau d'incertitudes selon les zones pré-ciblées, en intégrant les interférences possibles avec d'autres usages du sous-sol à partir d'un recensement des usages existants ou passés.

Ce rapport et une cartographie de synthèse l'accompagnant sont produits et rassemblent l'analyse des données en l'état en France métropolitaine.

Ce rapport de synthèse constitue aussi un cadre de référence prospectif pour permettre d'initier, soit des compléments d'investigation, soit des opérations concrètes sur des sites de stockage potentiels.

## 4.1. Résumé de la méthodologie générale et des limites de l'étude

L'évaluation des capacités repose sur un modèle simple (c'est-à-dire statique) basée sur une formulation volumétrique. Un modèle plus complexe (c'est-à-dire un modèle dynamique) nécessiterait une meilleure connaissance du sous-sol et des simulations numériques à l'échelle locale d'un site de stockage. Deux méthodes utilisant la même formulation volumétrique ont été appliquées pour les réservoirs déplétés et les aquifères salins. La méthode M1 suppose un volume poreux disponible affecté du facteur d'efficacité SEF, méthode classique utilisée dans la littérature et connue pour surestimer en général les capacités de stockage. La méthode M2 se base sur une équation physique et combine la méthode volumétrique à des paramètres physiques et géométriques (compressibilité, surpression, surface, diamètre, durée d'injection du CO₂...). Elle fixe une surpression admissible de 20 % par rapport à la pression initiale du réservoir dans les aquifères salins et un retour à la pression initiale dans les réservoirs déplétés. Des fourchettes d'incertitude ont été évaluées pour les deux méthodes et sont présentées par quantiles (Q10, Q50, Q90). Ce sont les valeurs médianes Q50 qui sont les capacités de stockage à retenir pour chaque méthode, et la fourchette d'incertitude est donnée pour les deux méthodes par l'écart entre Q10 (borne inférieure) et Q90 (borne supérieure) (voir Tableau 15).

Il faut cependant noter le caractère théorique de ces deux méthodes basées sur un modèle statique dont les résultats ne sont pas définitifs. Ce premier inventaire des capacités de stockage a pour objectif de donner une première estimation, avec un ordre de grandeur cohérent, mais aussi d'être traçable, et comparable d'une zone à l'autre, bien que certaines divergences de données, de géologie structurale ou même de méthode ne manqueront pas d'apparaître entre les zones ciblées. Concernant les aquifères salins, il est constaté dans toutes les zones une grande différence de capacités estimées entre les deux méthodes M1 et M2. L'évaluation la plus conservative (c'est-à-dire donnant les estimations les moins grandes) est la méthode M2 recommandée par les contributeurs de cette étude pour les aquifères salins.

Les évaluations des aquifères salins ont été faites sur la base de données et connaissances incomplètes et à une échelle régionale. Il reste donc à acquérir de nombreuses données et réaliser de nombreuses études à une échelle plus locale (à l'image par exemple du projet H2020 PilotSTRATEGY en Seine-et-Marne).

Afin de réduire les incertitudes sur l'évaluation des capacités de stockage, des travaux complémentaires seront nécessaires afin d'interpréter en cohérence les profils sismiques existants et établir ensuite un modèle dynamique à l'échelle plus locale d'un futur site d'injection de CO₂.

## 4.2. Synthèse des capacités de stockage à l'échelle de la France métropolitaine

Le Tableau 15 synthétise les capacités de stockage par zone ciblée et par type de piège (structuraux ou hors structure) et de réservoirs (réservoirs déplétés ou aquifères salins) :
<table><caption>Tableau 15 : Synthèse des estimations des capacités de stockage (en Mt) de CO₂ en France métropolitaine par zone et par type de piège (en rouge les capacités les plus représentatives pour chaque zone). Un indice de fiabilité global IDF est calculé par zone et par méthode (avec une échelle de 0 à 5, NC = Non Connu ou Non Calculé)</caption><thead><tr><th>Zone</th><th>Equipe</th><th>Période géologique</th><th>Type de piège</th><th>M2_Q10 (Mt)</th><th>M2_AS, M2 RDhuile ou RDgaz_Q50 (Mt)</th><th>M2_Q90 (Mt)</th><th>M1_Q10 (Mt)</th><th>M1_Q50 (Mt)</th><th>M1_Q90 (Mt)</th><th>IDF_M2/M1bis</th><th>IDF_M1</th></tr></thead><tbody><tr><td>Façade Atlantique</td><td>TotalEnergies</td><td>/</td><td>Pièges structuraux en aquifères salins</td><td>18</td><td>24</td><td>31</td><td>895</td><td>1295</td><td>2270</td><td>4,0</td><td>NC</td></tr><tr><td>Façade Atlantique</td><td>TotalEnergies</td><td>/</td><td>Hors pièges structuraux en aquifères salins</td><td>1 178</td><td>1 431</td><td>1 754</td><td>21 625</td><td>31 800</td><td>69 560</td><td>3,4</td><td>2,5</td></tr><tr><td>Bassin parisien</td><td>IFPEN</td><td>/</td><td>Pièges structuraux en réservoirs à gaz déplétés</td><td>/</td><td>3</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>4,1</td><td>NC</td></tr><tr><td>Bassin parisien</td><td>IFPEN</td><td>/</td><td>Pièges structuraux en réservoirs à huile déplétés</td><td>4</td><td>10</td><td>15</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>3,6</td><td>NC</td></tr><tr><td>Bassin parisien</td><td>BRGM</td><td>Jurassique (Dogger)</td><td>Hors pièges structuraux en aquifères salins</td><td>290</td><td>340</td><td>392</td><td>3 773</td><td>4 765</td><td>5 852</td><td>3,4</td><td>NC</td></tr><tr><td>Bassin parisien</td><td>BRGM</td><td>Trias</td><td>Hors pièges structuraux en aquifères salins</td><td>945</td><td>1 041</td><td>1 141</td><td>2 677</td><td>3 125</td><td>3 881</td><td>2,8</td><td>NC</td></tr><tr><td>Bassin parisien</td><td>NC</td><td>/</td><td>Pièges structuraux en aquifères salins</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td></td><td></td></tr><tr><td>Bassin lorrain</td><td>Université de Lorraine</td><td>Permien-Carbonifère</td><td>Hors pièges structuraux en aquifères salins</td><td>562</td><td>845</td><td>1 293</td><td>2 788</td><td>3 662</td><td>5 318</td><td>3,6</td><td>2,7</td></tr><tr><td>Bassin aquitain</td><td>AVENIA / IFPEN</td><td>/</td><td>Pièges structuraux en réservoirs à gaz déplétés</td><td>/</td><td>738</td><td>/</td><td>/</td><td>604</td><td>/</td><td>4,0</td><td>4,1</td></tr><tr><td>Bassin aquitain</td><td>AVENIA / IFPEN</td><td>/</td><td>Pièges structuraux en réservoirs à huile déplétés</td><td>12</td><td>29</td><td>157</td><td>/</td><td>50</td><td>/</td><td>3,8</td><td>4,1</td></tr><tr><td>Bassin aquitain</td><td>AVENIA</td><td>/</td><td>Pièges structuraux en aquifères salins</td><td>24</td><td>30</td><td>36</td><td>77</td><td>92</td><td>120</td><td>2,7</td><td>2,2</td></tr><tr><td>Bassin aquitain</td><td>NC</td><td>/</td><td>Hors pièges structuraux en aquifères salins</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td></td><td></td></tr><tr><td>Bassin du Sud-Est</td><td>Geostock</td><td>Jurassique</td><td>Pièges structuraux en aquifères salins</td><td>21</td><td>25</td><td>32</td><td>870</td><td>1 382</td><td>1 959</td><td>3,2</td><td>NC</td></tr><tr><td>Golfe du Lion</td><td>Geostock</td><td>Jurassique</td><td>Pièges structuraux en aquifères salins</td><td>269</td><td>285</td><td>308</td><td>4 050</td><td>4100</td><td>4110</td><td>2,2</td><td>NC</td></tr><tr><td>Bassin du Sud-Est et golfe du Lion</td><td>NC</td><td>/</td><td>Hors pièges structuraux en aquifères salins</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td>/</td><td></td><td></td></tr></tbody></table>
Un indice de fiabilité noté IDF sur ces estimations de capacité est calculé par zone et par méthode (IDF_M1 ou IDF_M2) et aussi par type de piège (Tableau 15). Ce classement qualitatif (ou pseudo-quantitatif) se fait d'abord sur une première estimation de qualité des variables de chaque méthode par chaque équipe. Les résultats sont le plus souvent « expert dépendant » car l'appréciation de la qualité des données peut être très différente d'un expert à un autre. L'introduction d'un indice de fiabilité global par zone et par méthode permet de tenter d'améliorer ce biais systématique en se basant sur une analyse multi-critères (trois critères dont le premier est la qualité de la variable, le second l'échelle et le troisième le poids de chaque variable de la méthode sont décrits dans le Tableau 16).

Le BRGM en tant que coordinateur scientifique d'EVASTOCO2 souligne le caractère préliminaire et par nature provisoire de cet indice IDF calculé par tous les partenaires de l'étude.

<table><caption>Tableau 16 : Calcul de l'indice de fiabilité IDF basé sur une analyse multi-critères</caption><thead><tr><th>Qualité (qual)</th><th>Qualité en fonction de la fiabilité de la source</th><th>Notation</th></tr></thead><tbody><tr><td>Valeur renseignée</td><td>Mesures, analyses statistiques valides, publications fiables</td><td>5</td></tr><tr><td>Valeur estimée</td><td>Analogie, corrélation</td><td>3</td></tr><tr><td>Valeur intuitée ou non justifiée</td><td>Origine non renseignée, valeur critiquable, peu fiable, par défaut</td><td>0 (1)</td></tr><tr><th>Adéquation (Adeq)</th><th>Adéquation de la valeur entre sa méthode d'évaluation et l'échelle à laquelle elle s'applique</th><th>Notation</th></tr><tr><td>Bonne adéquation</td><td>La bonne méthode à la bonne échelle</td><td>5</td></tr><tr><td>Adéquation partielle</td><td>Bonne évaluation mais pas à la bonne échelle</td><td>3</td></tr><tr><td>Adéquation insuffisante</td><td>Méthode d'évaluation indirecte pas adaptée à l'échelle nécessaire</td><td>0 (1)</td></tr><tr><th>Poids de la variable (Pdv)</th><th>Impact de la variable sur la valeur du résultat du calcul</th><th>Notation</th></tr><tr><td>Variable clé</td><td>Impact fort</td><td>5</td></tr><tr><td>Variable importante</td><td>Impact moyen</td><td>3</td></tr><tr><td>Variable nécessaire à faible impact</td><td>Impact faible</td><td>0 (1)</td></tr><tr><td>IDFvar(i) = Moyenne (Qual : Adeq)</td><td>IDF<sub>Method</sub> = Σ(Pdv(i) *IDFvar(i))/Σ(Pdv) avec i variables de la méthode</td><td></td></tr></tbody></table>

Les valeurs médianes (c'est-à-dire le quantile Q50) des capacités évaluées en pièges structuraux par les deux méthodes M1 et M2 dans l'ensemble des zones ciblées en France métropolitaine sont les suivantes :

<table><caption>Tableau 17 : Capacités théoriques des unités de stockage en pièges structuraux</caption><thead><tr><th>Type d'unité de stockage en piège</th><th>Estimation retenue (Mt)</th></tr></thead><tbody><tr><td>Réservoirs déplétés</td><td>667</td></tr><tr><td>Aquifères salins terrestres</td><td>117</td></tr><tr><td>Aquifères salins en mer</td><td>309</td></tr><tr><td><strong>TOTAL</strong></td><td><strong>1 093</strong></td></tr></tbody></table>

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Figure 23 : Visualisation territoriale des résultats obtenus dans l'étude EVASTOCO2, pour des capacités théoriques de stockage dans des pièges structuraux (aquifères salins AS ou réservoirs déplétés RD). Les capacités théoriques de stockage dans des aquifères salins « hors pièges structuraux identifiés » ne sont pas indiquées ; si elles étaient considérées, elles ajouteraient 3,7 Gt de potentiel.

Concernant les réservoirs déplétés, les capacités de stockage sont à terre, pour l'essentiel dans le Bassin aquitain (notamment dans le gisement de gaz de Lacq) et pour moins de 2 % dans le Bassin parisien.

Pour ce qui est des aquifères salins terrestres, les capacités de stockage sont de 2 343 Mt (dont 117 Mt en structures fermées), avec le plus grand potentiel hors structure, notamment dans le Bassin parisien et le Bassin lorrain. Dans le Bassin aquitain, le potentiel est moins important mais est estimé dans des structures fermées. Il existe des capacités significatives, mais plus théoriques à ce stade, estimées à 1 740 Mt en mer (dont 309 Mt en structures fermées), que ce soit dans le golfe du Lion ou sur la façade Atlantique.

## 4.3. Synthèse de la façade Atlantique

Les capacités de stockage pour la façade Atlantique estimées par M2 sont de 24 Mt pour les pièges structuraux et à 1 431 Mt pour les ressources de stockage dans les aquifères salins hors pièges structuraux (80 % des capacités en offshore).

Il y a une grosse différence de capacités estimées pour les aquifères entre les méthodes M1 et M2. L'évaluation la plus réaliste est la méthode M2 qu'il est recommandé de retenir a priori. Les résultats obtenus montrent que les zones les plus favorables pour le stockage du CO₂ en aquifères salins sont dans les zones suivantes : Manche occidentale, entrée de la Manche, plateau de Parentis et Bassin de Parentis. Dans ces zones, les ressources estimées avec la méthode M2 peuvent atteindre 200 à 300 Mt en Q50 pour une unité de stockage.

Sur le plateau continental Atlantique, situé au nord du Bassin aquitain, la faible profondeur de sédiments et le manque de données ne permettent pas d'envisager des capacités de stockage en aquifère. De même, sur la façade Atlantique, au-delà du plateau continental, la profondeur d'eau est très grande et la stratigraphie non calibrée, il n'y a donc pas eu d'évaluation dans cette étude. Il n'y a pas de champs déplétés sur le périmètre Atlantique-Manche.

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## 4.4. Synthèse du Bassin parisien

Les capacités de stockage dans le Bassin parisien estimées par M2 sont de 13 Mt pour les réservoirs déplétés (moins de 2 % des capacités de ce type onshore) et 1 381 Mt pour les aquifères salins hors structure (98 % des capacités de ce type onshore).

Concernant les réservoirs déplétés, les capacités du Bassin parisien sont limitées mais peuvent être tout de même intéressantes pour des émetteurs locaux, en particulier en considérant un stockage aussi dans les aquifères sous-jacents aux gisements d'hydrocarbures. Les capacités sont tirées par quatre sites : Champotran, Trois-Fontaine, Villeperdue et Chaunoy, cumulant environ 6 Mt selon la meilleure estimation possible.

Concernant les aquifères salins, la capacité totale des ressources de stockage de CO₂ comprend celle dans les carbonates du Dogger (340 Mt) et celle dans les grès du Trias (1 041 Mt). Les capacités de stockage dans les structures fermées du Bassin parisien n'ont pas été évaluées dans cette étude EVASTOCO2.

La plus grande capacité du Bassin parisien se situe a priori dans les grès de Donnemarie, il reste cependant à tester l'injectivité et la faisabilité d'un stockage dans ce réservoir bien moins exploité (et donc moins bien connu) que les carbonates du Dogger dans lequel de nombreux doublets géothermiques ont été forés. Les carbonates du Dogger offrent de grandes capacités de stockage et sont distribués sur l'ensemble du territoire francilien, et sont bien couverts par les données actuellement existantes. Concernant ces ressources de stockage, les verrous scientifiques actuels se limitent principalement à la caractérisation des failles secondaires et à l'amélioration des connaissances de la couverture. Du fait de fortes incertitudes subsistant sur l'hétérogénéité des faciès des grès du Trias et de la surestimation potentielle des intervalles réservoir pour les grès de Donnemarie, il est préconisé que les calcaires du Dogger soient retenus comme une des cibles privilégiées pour un stockage de CO₂ dans une perspective à court terme.

## 4.5. Synthèse du Bassin lorrain

Le Bassin Permien-Carbonifère de Lorraine ne dispose pas de gisements de gaz et donc de pièges structuraux efficaces au sein des formations carbonifères pourtant productrices de gaz depuis près de 300 millions d'années, ce qui démontre que les pièges potentiels ont été peu efficaces au cours des temps géologiques. Les seuls pièges structuraux connus des gaz des formations carbonifères se situent dans les formations sus-jacentes du Trias.

Les capacités de stockage concernent donc uniquement des aquifères salins hors pièges structuraux, estimées à environ 845 Mt dans le Bassin lorrain.

Par ailleurs, les dimensions des unités de stockage sont basées sur des cartes anciennes et les interprétations sismiques devront être converties en profondeur afin de construire un modèle géologique 3D robuste. Enfin il est important de signaler que les eaux de l'aquifère du Carbonifère ont un pH élevé (> 9) où le CO₂ n'est pas stable et où il se transforme en ions bicarbonates avec une solubilité mille fois supérieure aux conditions standards. Cette caractéristique mérite une étude spécifique pour évaluer les capacités de stockage de CO₂ sous forme dissoute dans ces formations du Carbonifère lorrain.

## 4.6. Synthèse du Bassin aquitain

Les capacités de stockage dans les réservoirs déplétés du Bassin aquitain sont estimées à 654 Mt en utilisant M1 et à 767 Mt en utilisant M2 (98 % des capacités de ce type). Concernant les aquifères salins, les pièges structuraux sont estimés à 92 Mt selon M1 (4 % des capacités de ce type) et à 30 Mt selon M2 (1 % des capacités de ce type).

Les champs déplétés abandonnés ou en fin de vie sont des candidats manifestes par la qualité intrinsèque de leurs couvertures ayant maintenu d'importantes colonnes d'hydrocarbures pendant des millions d'années, leur grande capacité de stockage de CO₂, et les nombreuses acquisitions de données statiques et dynamiques qui doivent permettre la génération rapide de modèles réservoir et géomécaniques précis. Cependant, chacun de ces champs doit faire l'objet de travaux complémentaires pour diminuer les plages d'incertitudes des capacités de stockage (considérables pour certains) et les risques quant à l'existence d'anciens puits de production qu'il faudra surveiller en permanence.

Pour les aquifères salins, quatre prospects retiennent l'attention parmi les pièges structuraux : les structures de Mondilhan proche de St Gaudens, Fontrailles et Antin au nord de Tarbes, et Audignon au sud de Mont de Marsan. Elles sont situées à des profondeurs très raisonnables (1300 à 2300 m), ce qui pourrait favoriser leur économique, et à proximité d'émetteurs industriels qui pourraient s'y intéresser. Dans l'optique d'une confirmation de ces prospects, il est recommandé un premier travail rapide (récupération des sismiques, récupération des données puits disponibles, analyse des carottes : porosité, perméabilité, résistance mécanique) et peu coûteux qui permettrait de préciser les capacités et de réduire l'incertitude associée avant d'envisager de passer au stade d'un projet commercial.

## 4.7. Synthèse du Bassin du Sud-Est et golfe du Lion

Les capacités de stockage sont estimées à 25 Mt dans le Bassin du Sud-Est (1 % des capacités de ce type en onshore) et 285 Mt dans le golfe du Lion (16 % des capacités de ce type en offshore).

À ce stade, l'estimation des capacités de stockage est très incertaine comme illustrée par la différence de plus d'un ordre de grandeur entre les deux méthodes. Cependant, le potentiel de stockage total reste significatif à environ 310 Mt de CO₂ (médiane de la méthode M2) en considérant la fermeture connue des structures à plus de 900 m sous le niveau de la mer et à plus de 2 km des failles majeures connues. La plus grande partie de ce potentiel comprend des structures souterraines

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localisées avec des contraintes environnementales de surface. Ces contraintes environnementales de surface permettent, sous conditions, le développement de projets à l'instar des projets d'éoliennes marines dans la zone, tout en prenant en compte les enjeux environnementaux durant toutes les phases de développement. Afin d'affiner l'estimation des capacités de stockage, il conviendra d'établir un modèle structural cohérent de la zone par le retraitement des profils sismiques et des forages existants, et éventuellement de compléter par de nouvelles acquisitions de données.

Ce potentiel pourrait être largement supérieur en considérant les aquifères salins ouverts (ligne cas non traité « Hors pièges structuraux en aquifères salins » du Tableau 15) compte tenu de l'estimation de l'épaisseur des formations carbonatées du Jurassique considérées dans cette étude. À noter que la zone au-delà du plateau continental dans le golfe du Lion est très mal connue et pourrait avoir un potentiel de stockage important qu'il conviendrait de confirmer par des acquisitions de données.

## 4.8. Conclusions et perspectives générales

Concernant les réservoirs déplétés, les estimations de capacités ont été faites à une échelle locale et à partir d'une base de données et d'un retour d'expérience important du fait de la longue durée d'exploitation, que ce soit dans le Bassin parisien ou aquitain. La fiabilité de l'estimation des capacités est légèrement supérieure, comme reflété dans l'IDF. Le Bassin aquitain représente le potentiel le plus important, avec une estimation à 654 Mt de capacité de stockage théorique, dans des réservoirs déplétés majoritairement à gaz.

Concernant les aquifères salins, les estimations de capacités ont été faites à une échelle régionale et à partir d'une base de données et de connaissances incomplètes (à l'exception de la formation Dogger dans le Bassin parisien, mieux connue grâce aux nombreux doublets géothermiques existants depuis des décennies dans cette formation). Le golfe du Lion représente un potentiel important, avec une estimation à environ 285 Mt de capacité de stockage théorique. Cette estimation est associée à un indice de fiabilité faible, attestant des incertitudes fortes autour de ce potentiel et des valeurs des paramètres à considérer pour application des formules d'estimation des capacités.

Les perspectives de suite d'EVASTOCO2 consisteront donc à retraiter et réinterpréter des données existantes (données sismiques 2D et 3D et puits sur zones d'intérêt) et à acquérir de nouvelles données multi-échelles géophysiques et autres mesures complémentaires qui viendront nourrir des modélisations dynamiques, permettant de préciser à une échelle locale les capacités effectives, afin de pouvoir garantir un stockage de CO₂ sûr et pérenne.

## 4.9. Autres perspectives

Une des perspectives envisageables pour le stockage de CO₂ est celle du concept de CO₂-DISSOLVED qui est l'usage d'un doublet géothermique pour injecter/stocker du CO₂ d'origine industrielle sous forme dissoute dans la saumure géothermale. Pour les sites situés au droit de zones à potentiel géothermique profond, cette solution permettrait d'envisager, à terme, soit la décarbonation des sites industriels faiblement émetteurs (< 150 kt CO₂/an limite atteignable pour un seul doublet), soit la décarbonation partielle de sites industriels un peu plus émissifs. Le stockage sous forme dissoute (et non sous forme supercritique comme dans EVASTOCO2) permettrait d'augmenter les quantités stockables de CO₂. Il permettrait aussi une meilleure répartition géographique des stockages. Une étude complémentaire est nécessaire pour une estimation quantitative de ce potentiel supplémentaire de stockage de CO₂.

L'autre perspective est le stockage par minéralisation démontré par Carbfix (possible où il y a des roches basiques) en subsurface.

D'autres perspectives sont envisageables mais restent à être mises en œuvre dans des projets pilotes.
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# Index des tableaux et figures

## TABLEAUX

<table><tr><td>Tableau 1 : Récapitulatif des types d'unités étudiées par zone géographique</td><td>5</td></tr><tr><td>Tableau 2 : Exemple de classification des eaux en fonction de leur salinité (KLOPPMANN et al., 2010)</td><td>11</td></tr><tr><td>Tableau 3 : Exemples de coefficients SEF utilisés dans la méthode d'estimation des capacités de stockage M1.AS</td><td>14</td></tr><tr><td>Tableau 4 : Exemples d'une somme de deux estimations des quantiles Q10/Q50/Q90</td><td>18</td></tr><tr><td>Tableau 5 : Estimations des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans la façade Atlantique (en gras les estimations recommandées)</td><td>23</td></tr><tr><td>Tableau 6 : Estimation des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 des unités de stockage du Dogger du Bassin parisien (en gras les estimations recommandées)</td><td>31</td></tr><tr><td>Tableau 7 : Estimation des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 des unités de stockage du Trias du Bassin parisien (en gras les estimations recommandées)</td><td>32</td></tr><tr><td>Tableau 8 : Dimensions des unités de stockage dans le Bassin lorrain. Le volume de l'unité de stockage est calculé à partir de l'épaisseur médiane des formations Westphalien et Stéphanien. La qualité des données des unités de stockage est estimée de 3 à 1 (voir texte).</td><td>36</td></tr><tr><td>Tableau 9 : Estimations des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans le Bassin lorrain</td><td>36</td></tr><tr><td>Tableau 10 : Points de vigilance et recommandations pour le Bassin lorrain</td><td>37</td></tr><tr><td>Tableau 11 : Estimation des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans les réservoirs déplétés du Bassin aquitain</td><td>39</td></tr><tr><td>Tableau 12 : Estimation des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans les pièges structuraux en aquifères salins du Bassin aquitain</td><td>41</td></tr><tr><td>Tableau 13 : Comparaison des estimations de capacité de stockage de CO₂ (en Mt) pour les structures identifiées par CARNEIRO et MESQUITA (2020) par M1 et M2 (Q50) dans le Bassin du Sud-Est</td><td>46</td></tr><tr><td>Tableau 14 : Estimations des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) pour les différentes structures satisfaisant le critère de profondeur minimum (900 m) et la présence de failles (distance > 2 km) par les méthodes M1 et M2 dans le Bassin du Sud-Est</td><td>48</td></tr><tr><td>Tableau 15 : Synthèse des estimations des capacités de stockage (en Mt) de CO₂ en France métropolitaine par zone et par type de piège (en rouge les capacités les plus représentatives pour chaque zone). Un indice de fiabilité global IDF est calculé par zone et par méthode (avec une échelle de 0 à 5, NC = Non Connu ou Non Calculé)</td><td>51</td></tr><tr><td>Tableau 16 : Calcul de l'indice de fiabilité IDF basé sur une analyse multi-critères</td><td>52</td></tr><tr><td>Tableau 17 : Capacités théoriques des unités de stockage en pièges structuraux</td><td>52</td></tr></table>

## FIGURES

<table><tr><td>Figure 1 : Localisation des zones étudiées au cours d'EVASTOCO2</td><td>9</td></tr><tr><td>Figure 2 : Pression critique et densité à 330 K (57 °C) du CO₂ pur et des mélanges de CO₂ avec différentes impuretés (H₂, N₂, O₂, Ar). En bleu, la pression minimale autorisée en haut du réservoir ; en vert, la surpression maximale admissible (+ 20 %) (IEA GHG, 2011)</td><td>10</td></tr><tr><td>Figure 3 : Unités de stockage (en grisé) en France métropolitaine et positionnement par rapport aux failles majeures (en noir) et au zonage sismique en France métropolitaine (Data.gouv modifié, 2018)</td><td>11</td></tr><tr><td>Figure 4 : Installations actives de géothermie profonde et ressources géothermales profondes potentielles (Ministère de la Transition Energétique, 2023)</td><td>12</td></tr><tr><td>Figure 5 : Classification des ressources de stockage de CO₂ dans EVASTOCO2</td><td>13</td></tr><tr><td>Figure 6 : Exemple calage d'une loi JQPD et comparaison avec une loi bêta par la méthode des moindres carrés (HADLOCK et BICKEL, 2017)</td><td>18</td></tr><tr><td>Figure 7 : Distribution calée à partir des quantiles fournis pour les cibles 1 et 2</td><td>18</td></tr><tr><td>Figure 8 : Somme des capacités des 2 cibles et quantiles associés</td><td>19</td></tr><tr><td>Figure 9 : Évaluation méthode M1 Q50 et plage d'incertitudes de Q90 à Q10 dans la façade Atlantique</td><td>24</td></tr><tr><td>Figure 10 : Évaluation méthode M2 Q50 et plage d'incertitudes de Q90 à Q10 dans la façade Atlantique</td><td>25</td></tr><tr><td>Figure 11 : Nomenclature des dépôt-centres dans la façade Atlantique (source : TotalEnergies)</td><td>26</td></tr><tr><td>Figure 12 : Comparaison des capacités estimées entre les méthodes M1 (gris) et M2 (bleu) par unité de stockage (Q50) dans la façade Atlantique</td><td>27</td></tr><tr><td>Figure 13 : Estimations des capacités globales de stockage de CO₂ dans les réservoirs déplétés du Bassin parisien</td><td>29</td></tr><tr><td>Figure 14 : Gisements sélectionnés pour évaluation et gisements prometteurs par bassin. En rouge les gisements fermés avant 2020</td><td>29</td></tr><tr><td>Figure 15 : Localisation et épaisseur des unités de stockage potentielles superposées au schéma structural et aux zones tampons de 2 km de part et d'autres des failles majeures du Bassin lorrain</td><td>35</td></tr><tr><td>Figure 16 : Synthèse des capacités de stockage par unité pour les méthodes M1 et M2 dans le Bassin lorrain</td><td>36</td></tr><tr><td>Figure 17 : Comparaison des estimations de capacités de stockage par les méthodes M1 et M2 des champs déplétés de gaz (a) et de pétrole (b) du Bassin aquitain</td><td>40</td></tr><tr><td>Figure 18 : Comparaison des estimations des capacités de stockage de CO₂ (en Mt) par les méthodes M1 et M2 dans les pièges structuraux en aquifères salins du Bassin aquitain</td><td>43</td></tr></table>

<figure><img src="image_35.png" /></figure>
<table>
  <tbody>
    <tr>
      <td>Figure 19 : Positionnement des différentes zones de l'étude du Bassin du Sud-Est (BACHE, 2008 ; TASSY, 2012)</td>
      <td>45</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 20 : Positionnement des pièges structuraux identifiés dans cette étude pour la marge du golfe du Lion et une partie de la marge provençale sur la carte des isopaques du rift Oligo-Aquitanien de GUENNOC et al. (2000). Les pièges structuraux de Planier, de Riou.01 et Riou.02 sont situés à l'est de l'emprise de cette carte.</td>
      <td>46</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 21 : Positionnement des 15 pièges structuraux identifiés satisfaisant le critère de profondeur minimum (900 m) et la présence de failles (distance > 2 km) dans le Bassin du Sud-Est et golfe du Lion</td>
      <td>47</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 22 : Capacités de stockage de CO<sub>2</sub> (en Mt) pour les 15 différentes structures identifiées dans le Bassin du Sud-Est. Pour chaque structure, le point indique la capacité moyenne (Q50), l'extension de la barre correspond à la différence Q10-Q90.</td>
      <td>47</td>
    </tr>
    <tr>
      <td>Figure 23 : Visualisation territoriale des résultats obtenus dans l'étude EVASTOCO2, pour des capacités théoriques de stockage dans des pièges structuraux (aquifères salins AS ou réservoirs déplétés RD). Les capacités théoriques de stockage dans des aquifères salins « hors pièges structuraux identifiés » ne sont pas indiquées ; si elles étaient considérées, elles ajouteraient 3,7 Gt de potentiel.</td>
      <td>53</td>
    </tr>
  </tbody>
</table>
# Acronymes

**ADEME** : Agence de la transition écologique

**AS** : Aquifères salins

**BRGM** : Bureau de Recherches Géologiques et Minières

**BRESS** : Bureau Ressources Énergétiques du Sous-Sol de la DGEC*

**CCS** : *Carbon Capture and Storage*

**CCUS** : *Carbon Capture, Utilisation and Storage*

**CSF - NSE** : Comité Stratégique de la Filière Nouveaux Systèmes Énergétiques

**CSLF** : *Carbon Sequestration Leadership Forum*

**DGEC** : Direction Générale de l'Énergie et du Climat

**EOR** : *Enhanced Oil Recovery*

**GIEC (IPCC)** : Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (*Intergovernmental Panel on Climate Change*)

**Gt** : Gigatonnes

**IEA GHG** : *International Energy Agency Greenhouse Gas*

**IDF** : indice de fiabilité

**IFPEN** : IFP Energies nouvelles

**ISO** : *International Organization for Standardization*

**Mt** : Millions de tonnes

**mTVDSS** : *meters True Vertical Depth below the seabed* – mètre de profondeur verticale réelle sous le fond de la mer

**NTG** : *Net-to-Gross*

**PERT** : *Program evaluation and review technique* ou Technique d'évaluation et d'examen de programmes

**Q10, Q50, Q90** : Quantiles 10, 50 et 90.

**RD** : Réservoirs déplétés

**SEF** : *Storage Efficiency Factor* (aussi noté EE, voir Glossaire) ou coefficient de stockage (effectif)

**SIG** : Système d'Informations Géographiques

**SPE - SRMS** : *Society of Petroleum Engineers - CO₂ Storage Resources Management System*

**SRL** : *Storage Readiness Level*

<figure><img src="image_36.png" /></figure>
# Glossaire

* **Aquiclude**

Roche imperméable : typiquement, *perméabilité* inférieure à 10 nD (10<sup>-20</sup> m<sup>2</sup>) (conductivité hydraulique < 10<sup>-13</sup> m/s).

*Équivalent en anglais : aquiclude.*

* **Aquifère**

Roche perméable, en général sédimentaire : perméabilité typiquement supérieure à quelques mD (10<sup>-15</sup> m<sup>2</sup>), en conditions de stockage (conductivité hydraulique supérieure à 1·10<sup>-8</sup> m·s<sup>-1</sup>). Pour le stockage de CO<sub>2</sub> en aquifère, des formations sédimentaires présentant les valeurs les plus élevées possibles de *porosité* et de *perméabilité* sont recherchées.

*Équivalent en anglais : aquifer.*

* **Aquifère fermé**

Formation aquifère dont toutes les limites sont hydrauliquement fermées ou très peu perméables (typiquement : des aquicludes au-dessus et au-dessous, des failles imperméables ou des structures salifères latéralement). Selon la taille de la formation et celle du stockage que l'on souhaiterait y constituer, de très fortes surpressions peuvent se développer dans un aquifère fermé, qui d'une part nécessiteraient un schéma d'exploitation adapté (puits d'injection plus nombreux, voire puits de production d'eau), d'autre part conduiraient à des temps très longs (centaines d'années) pour la relaxation de la pression, après la fin de l'injection.

*Équivalents en anglais : closed aquifer, closed-system aquifer, aquifer with closed boundary conditions.*

* **Aquifère ouvert**

Formation aquifère dont certaines limites laissent circuler les fluides (typiquement : un aquitard au-dessus ; présence d'une zone de recharge et / ou d'un exutoire, latéralement). L'ouverture de la formation contribue fortement, pour les gros stockages, à maintenir des niveaux modérés de surpression, mais au prix d'une migration de saumures sur les limites les plus perméables.

*Équivalents en anglais : open aquifer, open-system aquifer, aquifer with open boundary conditions.*

* **Aquifère (salin) profond**

Roche perméable, en général sédimentaire, contenant de l'eau trop salée pour être exploitée<sup>10</sup>, et située à une profondeur suffisante pour que la densité du CO₂ injecté soit élevée (de l'ordre de 0,6 – atteinte entre 800 et 900 m de profondeur si le gradient géothermique est proche de 25°C·km<sup>-1</sup>). Typiquement, la perméabilité est supérieure à quelques milli-darcy mD (10<sup>-15</sup> m<sup>2</sup>) (conductivité hydraulique > 1·10<sup>-8</sup> m/s), et peut atteindre quelques Darcy D (10<sup>-12</sup> m<sup>2</sup>) dans les cas très favorables (e.g., aquifère d'Utsira à Sleipner).

*Équivalent en anglais : deep (saline) aquifer (DSA) ou deep (saline) formation.*

* **Aquitard**

Roche peu perméable : typiquement, *perméabilité* entre quelques dizaines de nD et quelques mD (10<sup>-20</sup> à 10<sup>-15</sup> m<sup>2</sup>) (conductivité hydraulique entre 1·10<sup>-8</sup> et 1·10<sup>-13</sup> m·s<sup>-1</sup>).

*Équivalent en anglais : aquitard.*

* **Capacité de stockage**

La capacité de stockage offerte par le sous-sol pour confiner durablement et de manière sûre d'importantes quantités de CO₂ est un paramètre qu'il convient d'estimer préalablement à tout projet concernant le stockage de CO₂. La question est abordée à des échelles très différentes, depuis celle du bassin sédimentaire tout entier lorsque l'État cherche à évaluer les ressources de son territoire vis-à-vis de la technologie, jusqu'à celle d'un secteur bien défini (quelques centaines de km²), ou même d'un site déjà identifié, lorsqu'un opérateur cherche à optimiser un projet précis de stockage. En fonction de l'échelle et des objectifs, des méthodes distinctes sont utilisées, assorties d'incertitudes très différentes sur les résultats. À mesure que l'évaluation se focalise sur une zone bien délimitée, où des données sont disponibles, des critères plus complets peuvent entrer en ligne de compte, y compris des critères environnementaux et économiques. Des méthodologies ont été développées pour l'évaluation des capacités à différentes échelles, notamment par le CSLF, le IEA GHG et le SPE-SRMS (e.g., Bachu et al., 2007 ; IEA GHG, 2009 ; SPE-SRMS, 2017).

*Équivalent en anglais : storage capacity.*

<footnote n="10"><sup>10</sup> Aux États-Unis, la limite inférieure de salinité est fixée à 10 g/L. Dans EVASTOCO2, le seuil a été fixé à 1 g/L.</footnote>
* Captage et stockage (géologique) du CO₂ (CSC)

Technologie industrielle visant, pour l'essentiel <fnref n="11" />, à récupérer le CO₂ émis par des sources anthropiques à gros débit – typiquement, une centrale thermique à charbon – et à l'injecter dans une formation géologique capable de le maintenir confiné assez longtemps pour contribuer, sans impact pour l'homme ou l'environnement, aux efforts de modération du changement climatique. Le captage, le transport et le stockage représentent trois segments bien distincts de la technologie CSC, qui peuvent être traités de manière indépendante sur le plan technique, mais pas sur le plan économique.

Équivalent en anglais : carbon capture and (geological) storage (CCS).

* Coefficient de stockage

Le coefficient de stockage (effectif) est une fraction volumétrique accessible au CO₂ par rapport au total de volume théorique de l'unité de stockage. Il dépend de nombreux paramètres dont le type de lithologie, la dimension de l'unité, le type de dépôts...

Équivalent en anglais : storage efficiency factor (SEF ou $E_E$).

* Complexe de stockage

La Directive européenne 2009/31/CE introduit la notion de complexe de stockage pour désigner « le site de stockage et le domaine géologique environnant qui est susceptible d'influer sur l'intégrité et la sécurité globales du stockage, c'est-à-dire les formations de confinement secondaires ». Le complexe est donc le système de confinement ultime du CO₂ stocké (et accessoirement des substances co-injectées) dans un scénario d'évolution normale. Il comprend des terrains et des structures géologiques d'une part, des éléments ouvragés d'autre part. C'est par rapport au complexe de stockage qu'est définie la notion de *fuite**, essentielle tant sur le plan de la sécurité que sur celui de la comptabilisation des quantités stockées.

Équivalent en anglais : storage complex.

* Confinement

Comportement des roches, dispositifs techniques et mesures opératoires concourant à limiter de manière pérenne la migration du CO₂ et des substances co-injectées à une partie bien délimitée du sous-sol.

Équivalent en anglais : containment.

* Continuité hydraulique

En hydrogéologie, existence de connexions hydrauliques fortes entre des masses d'eau distinctes (aquifères, unités hydrographiques de surface, voire ouvrages).

Équivalent en anglais : hydraulic continuity.

* Couverture

Roche très peu perméable capable d'assurer l'étanchéité à très long terme du stockage de CO₂, aussi appelée toit d'un réservoir.

Équivalent en anglais : cap rock.

* Déplacement capillaire (pression de)

Dans un milieu poreux initialement imprégné d'eau, l'intrusion de CO₂ (fluide "non mouillant") n'est possible que si un certain seuil de pression est atteint, appelé *seuil de déplacement capillaire*. La pression de déplacement capillaire est une propriété essentielle de la couverture. Diverses méthodes expérimentales existent pour la déterminer. Elles sont plus ou moins fidèles aux conditions du stockage (température, pression, état des contraintes, distribution des fluides à l'état initial, situation de drainage).

Équivalent en anglais : threshold capillary pressure.

* Diographie

S'emploie pour toute mesure physico-chimique réalisée le long d'un puits à l'aide d'un outil mobile (ou sonde diographique) suspendu au bout d'un câble qui sert à en assurer l'alimentation électrique et envoyer et remonter des informations. Par extension, les diagraphies sont la représentation graphique côte à côte de la variation de plusieurs paramètres physiques en fonction de la profondeur.

Équivalents en anglais : wireline logging ou logging.

<figure><img src="image_37.png" /></figure>

<footnote n="11">¹¹ Le terme « captage et stockage du CO₂ » peut être aussi utilisé dans un sens plus large, qui n'implique pas nécessairement des sources de débit élevé, ni des réservoirs géologiques (e.g., minéralisation ex situ).</footnote>
* **Dissolution**

Passage des constituants d'une phase, fluide ou minérale, dans une phase fluide (eau salée, hydrocarbures...). Il s'agit de dissolution dans la saumure de la formation-hôte, aussi bien pour le CO₂ que pour une substance co-injectée, ou encore pour un minéral (sous l'effet de l'acidification produite par la dissolution de CO₂). Dans des conditions données de température et de pression, le maximum de la dissolution est une caractéristique thermodynamique du système considéré (voir *solubilité**). La dissolution du CO₂ au sein des phases fluides déjà présentes dans le réservoir est un phénomène physique dont le déroulement est assez lent, fonction de l'étendue des interfaces qui se développent entre tous les fluides se partageant le milieu poreux (selon l'hétérogénéité du milieu, les propriétés d'écoulement, les conditions d'injection...).

*Équivalent en anglais : dissolution*

* **Eau salée**

une eau dont la salinité est comprise entre 10 et 35 g/L (entre 1 et $3,5 \cdot 10^4$ mg/L).

*Équivalent en anglais : salt water*

* **Eau saumâtre**

une eau dont la salinité est comprise entre 1 et 10 g/L (0,1 et $1 \cdot 10^4$ mg/L).

*Équivalent en anglais : brackish water*

* **Eau douce**

une eau dont la salinité est inférieure à 1 g/L (1000 mg/L).

*Équivalent en anglais : fresh water*

* **Ensellement critique**

Point structural le plus bas dans un réservoir, où le CO₂ injecté pourrait fuir hors de la structure de stockage.

*Équivalent en anglais : spill point.*

* **Faille**

Zone de rupture dans une roche le long de laquelle un déplacement s'est produit.

*Équivalent en anglais : fault.*

* **Fermeture**

Dans une configuration géologique de piège structural, hauteur entre le point le moins enfoui du réservoir et *l'ensellement critique** de la structure. La valeur de la fermeture permet d'apprécier le caractère plus ou moins marqué du piège.

*Équivalent en anglais : closure.*

* **Formation**

Au sens réglementaire, le terme « formation » désigne « une division lithostratigraphique au sein de laquelle s'observent des couches de roche distinctes pouvant faire l'objet d'une cartographie » (Directive européenne 200/31/CE ; Code de l'Environnement, L. 229-34). Au sens sédimentaire ou géologique usuel, le terme « formation » désigne un ensemble de dépôts sédimentaires dont l'âge est bien caractérisé et la nature lithologique relativement homogène. Il s'agit d'une « formation réservoir », d'une « formation de couverture », etc. L'entité géologique ainsi désignée a souvent une extension considérable, à l'échelle régionale ou même du bassin (e.g., les Sables Verts de l'Albien, dans le Bassin de Paris).

*Équivalent en anglais : formation.*

* **Fracture**

Rupture dans une roche, le long de laquelle aucun mouvement significatif ne s'est produit (GIEC, 2005).

*Équivalent en anglais : fracture.*

* **Fuite**

Mouvement de CO₂ (ou de substances co-injectées) hors du complexe* de stockage.

*Équivalent en anglais : leakage.*

<figure><img src="image_38.png" /></figure>
* Gestion des risques

Processus mis en œuvre pour garantir ou améliorer la sécurité d'une installation et de son fonctionnement. D'après la norme ISO 31000:2009, la gestion des risques (ou management des risques) implique : d'établir le contexte des opérations ; d'identifier, estimer et évaluer les risques ; de définir des mesures afin de réduire les risques ; de mettre en place une surveillance afin de détecter et contrôler l'apparition des risques ; de communiquer les risques envers les parties prenantes.
*Équivalent en anglais : risk management.*

* Gisement d'hydrocarbures exploité

Gisement dont les hydrocarbures ont été exploités, ou sont en fin d'exploitation.
*Équivalent en anglais : depleted hydrocarbon (oil / gas) field.*

* Hôte (roche, formation)

Formation rocheuse recevant une substance étrangère (équivalent de réservoir*).
*Équivalent en anglais : host (rock, formation).*

* Hydrostatique (pression)

Pression déterminée par le poids d'une colonne d'eau comprise entre la surface et la profondeur du milieu poreux considéré.
*Équivalent en anglais : hydrostatic (pressure).*

* Injectivité

L'injectivité qualifie l'efficacité d'un réservoir poreux à recevoir un flux de CO₂. Elle peut être évaluée par un « indice », qui dépend de manière complexe de propriétés du milieu et de paramètres spécifiques à l'injection. Les phénomènes impliqués sont variés (hystérésis des perméabilités relatives eau / CO₂, mobilisation de particules fines, déformations mécaniques, réactions géochimiques, etc.), et susceptibles d'évoluer à mesure que l'injection se déroule. Des opérations d'ingénierie très spécifiques peuvent être requises pour restaurer une injectivité dégradée.
*Équivalent en anglais : injectivity.*

* Intégrité

L'intégrité d'un composant du stockage rend compte du maintien de propriétés physico-chimiques compatibles avec la réalisation de son rôle, notamment vis-à-vis du confinement* et de la sécurité. Cela englobe l'intégrité de la couverture ou d'un bouchon de ciment ; d'intégrité mécanique pour désigner que le composant n'a pas subi de fracturation ou d'intégrité hydraulique pour dire que l'évolution de ses propriétés ne remet pas en cause sa capacité à s'opposer à un écoulement de fluide.
*Équivalent en anglais : integrity.*

* Migration

Ce terme peut être utilisé avec deux sens, selon le contexte :
déplacement de CO₂ (ou de substances co-injectées) à l'intérieur du complexe* de stockage (par opposition à fuite*);
déplacement de saumures dans une unité hydraulique connectée au complexe de stockage.
*Équivalent en anglais : migration.*

* Net-to-Gross (NTG)

Il s'agit d'un drapeau de 0 (Non-Réservoir/Non-Payant) et de 1 (Réservoir/Payant), qui est ensuite moyenné sur une zone par un pétrophysicien et donc représenté sous la forme d'une fraction.

* Panache (de CO₂)

Sous l'effet de l'injection et de la gravité, le CO₂ formera dans l'espace poreux du réservoir hôte une phase fluide continue, assez dense (0,6 à 0,7), migrant préférentiellement dans les bancs les plus perméables, et rejoignant la base de la couverture. Cette nappe de fluide mobile est communément nommée « panache de CO₂ ». Après l'injection, le panache se résorbe peu à peu, par dissolution de CO₂ dans les fluides naturels de la formation.
*Équivalent en anglais : plume.*

* Perméabilité

En hydrogéologie, la loi de Darcy permet de relier le débit d'écoulement au gradient de charge hydraulique, via un coefficient qui est souvent appelé conductivité hydraulique (unité : m·s⁻¹). Ce coefficient dépend d'un paramètre intrinsèque du milieu poreux, la perméabilité (unité : darcy D, 1 D = 10⁻¹² m²), et de propriétés du fluide (masse volumique, viscosité) elles-mêmes fonction des conditions qui règnent dans la roche.
*Équivalent en anglais : permeability.*

* Perméable (roche)

<figure><img src="image_39.png" /></figure>
Une roche est dite perméable lorsque sa perméabilité est suffisamment grande dans un contexte donné. Dans le cadre du stockage géologique du CO₂, une roche réservoir doit être suffisamment perméable pour présenter de bonnes caractéristiques d'injectivité. A titre indicatif, une perméabilité de l'ordre de quelques dizaines de millidarcys – soit quelques 10⁻¹⁴ m² – sera recherchée. Au contraire, une roche de couverture adéquate doit présenter une faible perméabilité (typiquement, inférieure au microdarcy soit 10⁻¹⁸ m²) (voir également *Perméabilité*).

*Équivalents en anglais : permeable, pervious (rock).*

* Phase fluide

Lorsqu'un fluide est constitué par un mélange de constituants non miscibles, ou en partie immiscibles, il se partitionne en plusieurs phases, dont les proportions respectives et la composition varient en fonction des conditions de température et de pression qui règnent dans le milieu.

*Équivalent en anglais : fluid phase.*

* Piège géologique

Structure géologique étanche capable de retenir des fluides, qu'elle soit scellée structurellement (*piège structural*\*) ou non.

*Équivalent en anglais : geological trap.*

* Piège structural

Structure géologique capable de retenir les hydrocarbures, scellée structurellement par une faille ou un pli.

*Équivalent en anglais : structural trap.*

* Piégeage capillaire

Les forces capillaires sont des forces de surface qui s'exercent aux interfaces entre un solide (les pores de la roche) et deux fluides (la saumure et le CO₂ supercritique). Elles sont d'autant plus fortes que les rayons de courbures des interfaces sont petits. Elles sont également plus fortes pour le fluide le moins concentré localement.

Les forces capillaires exercées sur des bulles de CO₂ isolées dans la saumure sont suffisamment fortes pour bloquer ces bulles dans leur pore : c'est le piégeage capillaire.

Lorsqu'un panache de CO₂ supercritique migre dans un milieu initialement saturé en saumure, des bulles isolées restent progressivement piégées dans les pores traversés : c'est le piégeage résiduel. Ainsi, plus le panache parcourt de distance, plus la quantité de bulles piégées est grande, plus le piégeage résiduel est important.

*Équivalents en anglais : capillary trapping, residual trapping.*

* Piégeage géologique

Le CO₂ injecté dans un réservoir sous forme supercritique est mobile (c'est un fluide) et moins dense que le fluide qui l'entoure (saumure). Son maintien dans le sous-sol dépend donc de la capacité de la roche à piéger le CO₂. Plusieurs mécanismes entrent en jeu simultanément (piégeages structural, capillaire, par dissolution, hydrodynamique, voir ci-dessous) dont la résultante est résumée sous le terme de piégeage géologique.

*Équivalent en anglais : geological trapping.*

* Piégeage structural

Le CO₂ supercritique, dans les conditions de pression et température d'un stockage géologique, est moins dense que l'eau qui remplit les pores de la roche. La différence de densité a donc tendance à le faire monter. Un piège structural s'oppose à cette migration. Ce piège associe une couche plus imperméable qui surmonte la roche réservoir, et une forme (structure) qui empêche la migration latérale : il peut s'agir d'une forme de dôme au toit duquel le CO₂ viendra se coller, ou de discontinuités (décalage dans les séries sédimentaires).

*Équivalent en anglais : structural trapping.*

<figure><img src="image_40.png" /></figure>