International audienceGeochemistry plays an important role when assessing the impact of CO2 storage. Due to the potential corrosive character of CO2, it might affect the chemical and physical properties of the wells, the reservoir and its surroundings and increase the environmental and financial risk of CO2 storage projects in deep geological structures. An overview of geochemical and solute transport modelling for CO2 storage purposes is given, its data requirements and gaps are highlighted, and its progress over the last 10 years is discussed. Four different application domains are identified: long-term integrity modelling, injectivity modelling, well integrity modelling and experimental modelling and their current state of the art is discussed. One of the major gaps remaining is the lack of basic thermodynamical and kinetic data at relevant temperature and pressure conditions for each of these four application domains. Real challenges are the coupled solute transport and geomechanical modelling, the modelling of impurities in the CO2 stream and pore-scale modelling applications

The degree of reactivity between CO 2 , pore-waters and minerals may have significant consequences on CO 2 storage capacity, the injection process, and long-term safety and stability. Geochemical reactions are highly site-specific and time-dependent. They need to be assessed on a site-to-site basis according to best practises by combining numerical modelling and observations from laboratory experiments, field monitoring, and natural analogues. A selection of lessons learned from three European projects about the reactivity of CO 2 with reservoir rocks and cap rocks is presented here for three sites: Sleipner (Norway) and Weyburn (Canada) where more than 1 Mt of CO 2 per year has been injected underground since 1996 and 2000 respectively, and Montmiral, a natural CO 2 field in France.

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Résumé -Amélioration de la précision du calcul de la solubilité des gaz acides dans les saumures des réservoirs profonds : application au stockage géologique du CO 2 -L'évaluation des conséquences à court et long terme de l'injection de CO 2 dans les aquifères nécessite à la fois des expérimentations en laboratoire et l'utilisation de modèles afin de mieux comprendre les différents processus physicochimiques induits. La modélisation de l'injection dans un réservoir où les conditions in situ sont souvent relativement élevées en termes de température (au-delà de 50°C), pression (plusieurs centaines de bars) et salinité (supérieure à celle de l'eau de mer), implique donc d'avoir à notre disposition des outils numériques capables de prendre en compte à la fois les effets spécifiques de chaque électrolyte et la non-idéalité de la phase CO 2 gaz. Cet article propose une évaluation de la cohérence des différentes corrections (activité, fugacité, influence de la pression sur les constantes thermodynamiques) à considérer dans les modèles géochimiques afin de répondre aux besoins en termes de précision de calcul. Ces corrections ont été introduites dans le logiciel de modélisation thermo-cinétique SCALE2000 (Azaroual et al., 2004a), utilisé pour tester leur validité en comparant les résultats de calcul à des données expérimentales ou à des résultats d'autres modèles concernant la solubilité du CO 2 . Une estimation du poids relatif de chacune des corrections, dans le cas d'une saumure de salinité égale à 237 g·l -1 (60°C, pCO 2 = 200 bar), montre une surestimation systématique de la solubilité du CO 2 (supérieure à 100 %) lorsque la salinité (NaCl équivalente) est négligée ou que le gaz est considéré comme idéal ; en comparaison, l'erreur induite en considérant l'équivalent NaCl au lieu de la salinité réelle de la saumure est faible (moins de 5 %).La deuxième partie de cette étude présente un exemple d'application à un scénario hypothétique d'injection massive de CO 2 dans un réservoir carbonaté ; les données utilisées pour la composition de la saumure correspondent à des données réelles (Moldovanyi et Walters, 1992) provenant de la formation de Smackover (Arkansas, États-Unis). Les simulations réalisées en considérant un volume élémentaire représentatif de roche saturée (assemblage minéral poreux saturé avec la saumure de Smackover), soumis à une pression de CO 2 constante de 150 bar, montrent deux comportements distincts selon que le système est supposé fermé (réacteur batch) ou ouvert et alimenté par un flux constant de saumure. Dans le premier cas, les calculs réalisés avec SCALE2000 aboutissent à une modification négligeable de la composition minéralogique. Dans le second cas, plus représentatif du caractère dynamique d'un système d'injection, les résultats montrent des modifications majeures de la minéralogie aboutissant finalement à une forte augmentation de la porosité (passant de 20 % initialement à 85 % après 50 ans simulés).Une nouvelle série de calculs a ensuite été réalisée avec SCALE2000, en considérant cett...