Une mousse polymère contrôle le CO₂ dans des carottes de roche

Dans un système de laboratoire conçu pour reproduire les conditions d’un réservoir, des chercheurs ont fait circuler une mousse de CO₂ renforcée par un polymère dans des carottes de grès à 90 bar et 40 °C. Selon l’étude dirigée par Jorge Rodrigo Lliguizaca-Davila, d’ESPOL, et publiée dans Geoenergy Science and Engineering, la formulation, appelée CO₂ PEF, a montré un facteur de réduction de la mobilité jusqu’à sept fois supérieur à celui d’une mousse classique.

Le problème est facile à observer dans une roche poreuse : le CO₂ a une faible densité et une grande mobilité, si bien qu’il peut se précipiter dans les canaux qui offrent le moins de résistance. Certaines parties du réservoir peuvent alors rester inaccessibles, tandis que le gaz s’accumule au sommet. La mousse sert à ralentir ce déplacement ; le polymère HPAM ajouté doit la rendre plus stable et prolonger son effet sous terre.

Les expériences ont montré que la mousse renforcée par un polymère augmentait la viscosité apparente du système et résistait davantage à l’écoulement que la formulation classique. Dans les longues carottes de grès, elle a créé une résistance plus importante près des zones d’entrée, un phénomène compatible avec la rétention du polymère et l’obstruction partielle des voies préférentielles. Même après l’arrêt de l’injection de produits chimiques, la résistance est restée élevée tandis que du CO₂ pur continuait de circuler.

Qu’est-ce que cela change en pratique ? Si ce comportement se confirme dans des réservoirs contenant du pétrole, les opérateurs pourraient guider le CO₂ à travers une plus grande partie de la roche au lieu de le laisser former rapidement des voies préférentielles. Cela pourrait améliorer le contact avec le pétrole résiduel tout en augmentant la part du gaz injecté retenue dans les formations géologiques — faisant le lien entre récupération assistée du pétrole et stockage souterrain du CO₂.

La limite est claire. Les tests ont été menés en laboratoire et n’incluaient pas de pétrole ; leur effet direct sur la récupération du pétrole reste donc à mesurer. L’application sur le terrain dépendra également de la salinité, de la température, de l’hétérogénéité, de la minéralogie et de l’injectivité propres à chaque réservoir ; cette étude n’établit pas de déploiement à l’échelle d’un gisement.