El almacenamiento geológico de carbono se considera un requisito para mitigar eficazmente el cambio climático, por lo que se espera que se inyecten grandes cantidades de dióxido de carbono (CO2) en formaciones salinas sedimentarias. La inyección de CO2 conduce a la creación de una solución ácida cuando se disuelve en la salmuera residente, que puede reaccionar con la roca del reservorio, especialmente con los carbonatos. Investigamos numéricamente el comportamiento del sistema de reservorio-cubierta donde se midieron los cambios inducidos por la inyección de CO2 en las propiedades hidráulicas y geomecánicas de la piedra caliza apuliana en el laboratorio. Encontramos que la porosidad de la piedra caliza disminuye ligeramente después del tratamiento con CO2, lo que conduce a una reducción de la permeabilidad por un factor de dos. En las muestras tratadas, se observó disolución de calcita en la entrada, pero la precipitación de carbonato ocurrió en la salida, que estuvo cerrada durante el tiempo de reacción de tres días. Además, las curvas de permeabilidad relativa se modificaron después de la interacción CO2-roca, especialmente la de agua, que evolucionó de una función cuadrática a una función cuasi-lineal del grado de saturación de agua. Geomecánicamente, la piedra caliza se volvió más blanda y se debilitó después de ser alterada por el CO2. Los resultados de la simulación mostraron que los cambios en las propiedades que ocurren dentro de la pluma de CO2 causaron una redistribución de tensiones porque la piedra caliza tratada con CO2 se volvió más blanda y tendió a deformarse más en respuesta al aumento de presión que la roca prístina. La reducción en la resistencia inducida por reacciones geoquímicas puede eventualmente causar fallos por corte dentro de la roca afectada por la pluma de CO2. Esta combinación de experimentos de laboratorio con simulaciones numéricas conduce a una mejor comprensión de las implicaciones de las interacciones químico-mecánicas acopladas en el almacenamiento geológico de carbono.