Résumé -Étude de stockage souterrain de gaz naturel acide dans un réservoir épuisé -Le Stockage Souterrain de Gaz (SSG) implique le stockage de grandes quantités de gaz naturel pour satisfaire la demande en gaz naturel des secteurs domestiques, commerciaux ou industriels. Le stockage du gaz naturel acide peut être avantageux du point de vue économique car il réduit les coûts de traitement et augmente le potentiel d'exploitation de réservoirs partagés. Cet article étudie la faisabilité du SSG dans un gisement iranien fracturé et épuisé de gaz à condensat. La simulation compositionnelle est utilisée pour construire le modèle dynamique de réservoir, développer la phase d'adaptation de l'histoire d'exploitation et établir les cycles d'Injection/Soutirage (I/S). Un flux de gaz peu corrosif et trois flux de gaz acide de compositions différentes ont été testés pour stockage dans le réservoir pendant une période estivale. Les résultats de simulation montrent que la présence de sulfure d'hydrogène et de dioxyde de carbone dans le flux de gaz injecté améliore la production de condensats. L'Amélioration de Production de Condensats (APC), définie comme le pourcentage d'augmentation de la récupération de condensats grâce à l'injection de gaz acide par rapport à l'injection de gaz peu corrosif, a été calculée pour les différentes compositions du gaz stocké. Le Taux de Contenance en Condensats (TCC), défini comme le rapport entre la production de condensats dans le gaz acide soutiré et celle dans le méthane soutiré, a été également évalué pour les différentes compositions de gaz stocké. Les résultats ont montré que l'APC a des taux plus élevés pendant les premiers cycles, mais qu'elle diminue dans les derniers. Le TCC est plus élevé pour le gaz acide comparativement au gaz peu corrosif. De plus, le pouvoir calorifique du gaz produit, calculé pour tous les cycles d'injection/soutirage, est comparé avec celui du gaz injecté. Il est apparu que la différence de pouvoir calorifique entre le gaz produit et le gaz injecté augmente avec la teneur en sulfure d'hydrogène et dioxyde de carbone du gaz injecté. En outre, il est aussi apparu que le réservoir possède, à la fin des cycles d'injection/soutirage, une pression plus basse dans le cas du stockage souterrain de gaz acide que dans celui de gaz peu corrosif. La présence des composants acides fait baisser le coefficient z du flux de gaz injecté et induit une différence plus faible entre le coefficient z du gaz injecté et celui du fluide de réservoir.Abstract -Investigation of Underground Sour Gas Storage in a Depleted Gas ReservoirUnderground Gas Storage (UGS) involves storage of large quantities of natural gas to support the natural gas demand in domestic, commercial and industrial areas.