Thèse : Modélisation du comportement d’un milieu poreux fracturé face à une sollicitation de gaz

Thèse : Modélisation du comportement d’un milieu poreux fracturé face à une sollicitation de gaz

Contexte

Dans le cadre du projet Cigéo, le creusement des galeries souterraines dans les argilites du Callovo-Oxfordien induit un réseau de fractures autour des ouvrages. Cette fracturation présente un profil de propagation en mode mixte I/II typique, qui résulte de la décharge instantanée des argilites au moment du creusement. La topologie et l’étendue spatiale du réseau de fracture induit ont été largement étudiées par l’ANDRA[1] autour des ouvrages du Laboratoire Souterrain de Meuse/Haute-Marne (LSMHM). Sur le long terme, ce réseau de fracture est par ailleurs amené à subir une sollicitation supplémentaire par les gaz (principalement H2) issus de la corrosion des métaux utilisés dans l’enveloppe des colis de déchets radioactifs ainsi que de la radiolyse de l’eau. L’accumulation de ces gaz induit une pressurisation pouvant affecter la zone fracturée. L’ANDRA a entrepris une étude des risques associés à la pressurisation du gaz dès 2003. Notamment, des essais de sollicitation au gaz ont été réalisés dans un puits vertical foré depuis la surface et dans des forages creusés dans le LSMHM[2]. Ces essais ont mis en évidence une fracturation induite par l’injection de gaz[3]. L’interprétation des ces essais est non triviale, par exemple avec une forte sensibilité à la cinétique d’injection ou encore une propagation à des pressions de gaz inférieures à la contrainte moyenne in-situ. La sollicitation au gaz fait intervenir de nombreux phénomènes dans le milieu poreux couplant transport (diffusion/ convection), poro-mécanique et fissuration/endommagement. A cela s’ajoute la géométrie complexe du réseau de fracture pré-existant issue de l’excavation. Aussi, une approche par simulation numérique prenant en compte ces différents couplages est-elle indispensable pour évaluer le risque de fracturation sous sollicitation de gaz.

L’objectif de ce projet de thèse est la mise en place d’un modèle théorique et numérique capable de simuler et prédire la réponse mécanique d’un milieu poreux fracturé soumis à une sollicitation de gaz en tenant compte des divers couplages pouvant se produire dans l’argilites. Le projet est organisé en trois volets : 1- formulation du problème couplant transport de gaz et mécanique, 2- mise en place du modèle dans un outil numérique, 3- étude numérique sous sollicitation THM en présence de gaz et confrontation expérience-simulation.

Outil de simulation

On se propose de mettre en place la modélisation numérique en s’appuyant sur le code Disroc[4]. Disroc est un code élément fini dédié en particulier à la simulation des milieux fissurés. La prise en compte de la fissuration s’appuie sur les modèles de zones cohésives, bien adaptés aux milieux fragiles et quasi-fragiles. Le code Disroc a déjà été utilisé pour l’étude de la fracturation dans des contextes proches. En particulier, la propagation de fracture sous l’effet de couplages hydromécaniques a été abordée dans le cadre des thèses de Z. Ouraga[5] (IFPEN) sur la fracturation naturelle des formations sédimentaires (réservoirs pétroliers) et de T. D. Vo[6] (Navier) sur la fissuration par dessiccation des sols. Un travail de recherche plus récent[7] a permis de simuler la propagation des fractures sous l’effet d’une injection de fluides (cf. figure). L’étude de la propagation due à une sollicitation de gaz dans le cadre du présent projet nécessite d’étendre ces travaux, fondés sur l’écoulement d’une seule phase de fluide incompressible, à l’écoulement d’un fluide biphasé (liquide + gaz compressible) dans un milieu non saturé avec de possibles effets d’adsorption associés à la présence d’une phase d’eau liée[8],[9].

Figure : Modélisation explicite des fractures produites par l’injection d’un fluide sous pression dans un milieu poreau

Déroulement

La modélisation numérique développée dans ce travail visera à prévoir la fissuration induite par une sollicitation au gaz afin de mieux comprendre le rôle des divers couplages en jeu et d’aider à l’interprétation des essais in-situ. Cette modélisation tiendra compte des différents mécanismes de transport du gaz dans le milieu poreux, de la présence de la zone endommagée autour des excavations, ainsi que l’influence des différentes couches géologiques. Les paramètres du modèle seront calibrés de manière à reproduire le comportement de l’argilite du Callovo-Oxfordien. A cet effet, divers résultats expérimentaux disponibles dans la littérature ou obtenus dans d’autres projets ANDRA seront exploités. Les comportements des fluides non adsorbés (gaz, eau libre) seront pris en compte par les modèles usuels (gaz parfait, incompressible, ou bien loi d’état empirique si ces deux cas limites s’avèrent inappropriés dans la gamme de température-pression d’intérêt). Le comportement de l’eau liée sera obtenu par croisement des données expérimentales de couplages THM et de résultats de simulations moléculaires disponibles dans la littérature[10].

L’outil numérique mis en place sera mis en œuvre sur des cas simples pour évaluer les principaux facteurs influençant la percée de gaz. Une attention particulière sera accordée au rôle des couplages particuliers de l’argilite. Puis, afin d’aider à l’interprétation des essais in-situ, l’outil numérique sera mis en œuvre pour explorer les phénomènes d’intérêt identifiés expérimentalement (e.g., effet de la cinétique d’injection). En accord avec l’ANDRA, le modèle numérique développé sera utilisé pour simuler des essais de fracturation au gaz réalisés au LSMHM ou d’autres essais réalisés pour le compte de l’ANDRA au cours de cette thèse. Les aspects 3D pourront être pris en compte dans des futures versions 3D du code Disroc qui deviendraient disponibles au cours de cette thèse.

 

Détails pratiques et candidatures

Les candidats doivent être titulaires d’un master 2 recherche ou équivalent dans les domaines de mécanique et physique des (geo)-matériaux, avec un goût particulier pour les approches numériques. Les candidats intéressés doivent envoyer un CV, une lettre de motivation et leurs relevés de notes à L. Brochard (laurent.brochard@enpc.fr) ou A. Pouya (amade.pouya@enpc.fr).

Localisation : laboratoire Navier (https://www.navier-lab.fr), 6-8 avenue Blaise Pascal, 77455 Champs-sur-Marne, France

Encadrement : L. Brochard (laurent.brochard@enpc.fr) et A. Pouya (directeur de thèse) (amade.pouya@enpc.fr)

Durée : 3 ans, début à l’automne 2021

Financement : Le financement sera assuré par l’Agence nationale pour gestion des déchets radioactifs. Le doctorant sera salarié de l’ANDRA. Selon les règles d’éligibilités de l’ANDRA, les candidat(e)s doivent être âgé(e)s de moins de 26 ans au 1er octobre 2021 et être citoyen(ne)s de l’Union Européenne.

[1] Armand et al. (2014) Rock Mech. Rock Eng., 47, 21-41. doi:10.1007/s00603-012-0339-6.

[2] De La Vaissière et al. (2014). Gas injection test in the Callovo-Oxfordian claystone: data analysis and numerical modelling. Geological Society, London, Special Publications, 400(1), 427-441. https://doi.org/10.1144/SP400.10

[3] De La Vaissière et al. (2019, August). From Two-Phase Flow to Gas Fracturing into Callovo-Oxfordian Claystone. In 53rd US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. American Rock Mechanics Association.

[4] Fracsima (2016). Disroc, a Finite Element code for modelling coupled THMC phenomena in porous fractured media. Fracsima, www.fracsima.com

[5] Ouraga (2017) Modélisation de la fracturation naturelle des sédiments : impacts sur la modélisation de bassin. PhD thesis ENPC.

[6] Vo (2017) Modélisation Numérique et Analytique de la Fissuration de séchage des Sols Argileux. PhD thesis ENPC.

[7] Jung et al. (2020) Fracture Closure Mechanisms during Flowback from Hydraulic Fracture Networks, in preparation.

[8] Brochard et al. (2012) Journal of the Mechanics and Physics of Solids, 60(4), 606–622. http://doi.org/10.1016/j.jmps.2012.01.001

[9] Brochard et Honório (2020). Revisiting thermo-poro-mechanics under adsorption: Formulation without assuming Gibbs-Duhem equation. International Journal of Engineering Science, 152, 103296. https://doi.org/10.1016/j.ijengsci.2020.103296

[10] Honorio et al. (2017) Langmuir, 33(44), 12766–12776. http://doi.org/10.1021/acs.langmuir.7b03198