La compr?hension du devenir ? long terme du CO2 inject? dans le sous-sol est une condition pr?alable ? la mise en oeuvre de la technologie de g?ostockage du CO2. Le pi?geage par dissolution est connu comme un processus ? long terme capable de r?duire le risque de fuite de la phase gazeuse du CO2 d'un r?servoir. Cette ?tude examine donc l'influence de l'?coulement convectif entra?n? par les diff?rences de densit? sur la dissolution du CO2 gazeux dans le fluide de formation hautement salin. La caract?ristique d'un r?servoir anticlinal potentiel situ? dans le bassin s?dimentaire nord-allemand est utilis?e comme ?tude de cas. Des simulations de sc?narios num?riques ont ?t? r?alis?es pour la section transversale 2D du r?servoir en tenant compte de la dissolution du CO2 et des effets des r?actions g?ochimiques (c'est-?-dire la dissolution/pr?cipitation des min?raux). On observe que dans les deux sc?narios, la densit? du fluide de formation augmente et entra?ne un flux convectif. Dans le premier sc?nario, les quantit?s de CO2 dissoutes dans le r?servoir ont doubl? en raison du processus de m?lange convectif. Lorsque les effets de dissolution et de r?action g?ochimique sont pris en compte, la quantit? de CO2 dissous a augment? de 116 % par rapport aux r?sultats du mod?le sans convection libre.
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