Brevet FR3110173A1 — publié le 20211119

La présente invention concerne un procédé de traitement d’une formation souterraine par injection d’une solution aqueuse qui comporte un composé chimique biocide et un polymère viscosifiant. Pas de figure à publier Procédé de traitement d’une formation souterraine comprenant des micro-organismes La présente invention concerne le traitement d’une formation souterraine vis-à-vis de micro-organismes (bactéries) colonisant les milieux poreux de la formation souterraine. Ce traitement est en effet pertinent dans de nombreuses applications ayant rapport avec l’exploitation de réservoirs naturels souterrains à base de roche poreuse. Parmi ces applications, on peut citer l’exploration et l’exploitation de puits d’hydrocarbures, particulièrement avec récupération assistée d’hydrocarbures (ou EOR selon la terminologie anglo-saxonne pour « Enhanced Oil Recovery »). On peut aussi citer la récupération géothermique de fluides souterrains dans des roches poreuses, ou encore le stockage de gaz du type CH 4 , H 2 ou CO 2 dans des roches poreuses, pour leur utilisation ultérieure (H 2 , CH 4 ) ou pour leur piégeage (CO 2 ). Dans ces trois cas de figures, on est amené à injecter ou réinjecter des fluides, gaz ou liquide, dans des roches poreuses, et, dès le départ de l’exploitation ou du fait même de ces injections/réinjections de fluides qu’implique leur exploitation, les roches poreuses peuvent être le siège de proliférations de micro-organismes. Or l’accumulation ou l’activité des micro-organismes dans ces roches réservoirs est préjudiciable à leur exploitation. En effet, il a été observé que ces micro-organismes tendent à former des biofilms par la production de polymères extracellulaires, causant une réduction significative du volume poral disponible des matériaux poreux après colonisation par ces bactéries. (On comprend dans tout le présent texte par volume poral le volume du matériau poreux qui est accessible à un fluide). On parle alors de colmatage biologique, ce qui pose de multiples problèmes : réduction du volume disponible pour le stockage de fluide, pertes de charge pouvant devenir rédhibitoires dans le cas d’injection de fluide, une partie de la porosité de la roche devenant inaccessible aux fluides, réservoir de micro-organismes qui pourront par la suite recoloniser le milieu. Les micro-organismes généralement impliqués sont notamment des bactéries sulfato-réductrices, qui utilisent les ions sulfates SO 4 2- comme accepteurs d’électrons, lesquels sont transformés en ions sulfites, en sulfure puis en H 2 S, ce qui favorise en outre la corrosion des circuits, matériaux et équipements utilisés pour l’injection de fluide dans ces roches poreuses (ces phénomènes sont regroupés sous le terme de souring biologique). Cette problématique de formation de tels biofilms a été observée dans des applications pétrolières, et documentée par exemple dans la publication « Action of glutaraldehyde and nitrite against sulfate-reducing bacterial biofilms », de Gardner LR, Stewart PS (J.Ind. Microbiol. Biotechnol. (2002) 29 : 354 - 360). Elle a été également documentée dans le cadre de la réinjection d’eau dans des roches poreuses visant une application géothermique, par exemple dans la publication « Biofilm Forming Bacteria during Thermal Water Reinjection », de Máté Osvald, Gergely Maróti, Bernadett Pap, and János Szanyi Geofluids (Indawi Geofluids, Volume 2017, Article ID 9231056, January 2017). Il existe donc un besoin pour lutter contre la prolifération des micro-organismes dans des formations souterraines, et une première solution envisagée consiste à traiter les formations souterraines avec des composés chimiques dits biocides, comme évoqué dans la publication précitée de LR Gardner et Al. Toutefois, l’efficacité des composés chimiques biocides au sein de matériaux poreux en présence de biofilms (en particulier au sein de formation souterraine) est diminuée, comparée à celle observée avec des cultures de microorganismes libres et planctoniques. Il en résulte que l’efficacité de l’injection d’une solution comprenant des composés chimiques biocides est limitée (action bactériostatique et non bactéricide). D’une part, cette limitation de l’efficacité est due à l’organisation des micro-organismes en biofilms. Cette organisation en biofilms réduit la surface accessible aux écoulements en milieu poreux, ce qui limite l’action des composés chimiques biocides lorsqu’ils sont injectés dans le milieu poreux. D’autre part, cette limitation est due à la viscosité des solutions de biocides, qui est proche de celle de l’eau, ce qui ne permet pas d’atteindre les zones de la formation souterraine ayant la plus faible perméabilité. Ces zones forment alors des « niches » bactériennes. Une fois l’injection d’une telle solution biocide terminée, ces « niches » vont jouer le rôle d’inoculum permanent et conduire (i) à une nouvelle colonisation par les bactéries du milieu poreux alentour et (ii) à une reprise de leur activité. La présente invention a pour but de traiter de manière efficace une formation souterraine, par élimination des micro-organismes présents dans la formation souterraine. Dans ce but, la présente invention concerne un procédé de traitement d’une formation souterraine par injection d’une solution aqueuse qui comporte un composé chimique biocide et un polymère viscosifiant. Le polymère viscosifiant permet de viscosifier la phase aqueuse comprenant le composé chimique biocide, ce qui permet de contacter au cours de l’injection de la solution aqueuse les zones moins perméables de la formation souterraine. Ainsi, l’élimination des colonies bactériennes dans la formation souterraine est plus efficace. De plus, le procédé selon l’invention permet de limiter la quantité de composés chimiques biocides injectés dans la formation souterraine, ces composés étant nocifs pour l’environnement. L’invention concerne un procédé de traitement d’une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection, des micro-organismes étant présents dans ladite formation souterraine. Dans ce procédé, on met en œuvre les étapes suivantes : On prépare une solution aqueuse comprenant au moins un composé chimique biocide et au moins un polymère viscosifiant de ladite solution aqueuse comprenant ledit composé biocide ; et On traite ladite formation souterraine par injection de ladite solution aqueuse dans ledit puits d’injection pour éliminer lesdits micro-organismes. Selon un mode de réalisation, ledit au moins un composé chimique biocide est choisi parmi le THPS: sulfate de tetrakis(hydroxyméthyl) phosphonium, le DBNA 2,2-dibromo-3-nitrilopropionamide, le chlorure d’akyldiméthyl benzyl coco ou le glutaraldéhyde, de préférence ledit composé biocide est le glutaraldéhyde Conformément à une mise en oeuvre, ledit au moins un polymère viscosifiant est un polyacrylamide hydrolysé ou partiellement hydrolysé HPAM: de préférence ledit polymère viscosifiant est adapté aux conditions d’injection, notamment à la température et à la salinité de la formation souterraine. Avantageusement, ladite solution aqueuse comprend un mélange de glutaraldéhyde et de HPAM, ou un mélange de chlorure d’akyldiméthyl benzyl coco et de HPAM, ou un mélange de DBNPA et de HPAM, de préférence, ladite solution aqueuse comprend un mélange de glutaraldehyde et HPAM adapté aux conditions d’injections, notamment à la température et à la salinité de la formation souterraine. Selon un aspect, ladite solution aqueuse comprend une concentration dudit au moins un composé chimique biocide comprise entre 60 et 1500 ppm, de préférence entre 1000 et 1500 ppm pour le glutaraldéhyde. Conformément à un mode de réalisation, ladite solution aqueuse comprend une concentration dudit au moins un polymère viscosifiant comprise entre 0,1 g/L et 10 g/L, de préférence 1 g/L. Selon une caractéristique, la viscosité de ladite solution aqueuse avant injection est supérieure à la viscosité de la saumure injectée à la température et salinité de ladite formation souterraine. Conformément à une option, on injecte dans ladite formation souterraine une quantité de solution aqueuse pour réaliser un balayage de ladite formation souterraine entre ledit puits d’injection et un deuxième puits traversant ladite formation souterraine. De plus, l’invention concerne un procédé de récupération assistée des hydrocarbures au sein d’une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection. Pour ce procédé, on met en œuvre les étapes suivantes : On traite ladite formation souterraine au moyen du procédé de traitement selon l’une des caractéristiques précédentes, On injecte dans ladite formation souterraine traitée un fluide de récupération assistée des hydrocarbures ; et On produit des hydrocarbures de ladite formation souterraine. L’invention concerne également un procédé de récupération géothermique de fluides souterrains au sein d’une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection. Pour ce procédé, on met en œuvre les étapes suivantes : On traite ladite formation souterraine au moyen du procédé de traitement selon l’une des caractéristiques précédentes ; On récupère ledit fluide souterrain présent dans ladite formation souterraine traitée ; et On génère une énergie à partir dudit fluide souterrain récupéré. En outre, l’invention concerne un procédé de stockage de gaz dans une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection,. Pour ce procédé, on met en œuvre les étapes suivantes : On traite ladite formation souterraine au moyen du procédé de traitement selon l’une des caractéristiques précédentes ; et On injecte ledit gaz à stocker dans ladite formation souterraine traitée. Tout d’abord, on rappelle que les bactéries sont des micro-organismes unicellulaires et ne sont donc généralement pas organisés en tissus. Chaque bactérie se développe et se divise indépendamment de toute autre bactérie, bien que des agrégats de bactéries, contenant parfois des membres d'espèces différentes, soient fréquemment trouvés. Il existe plusieurs types de bactéries classées en genres et en espèces, qui varient selon leurs formes et leurs couleurs ou mêmes leurs conditions de croissance. Dans la nature, de nombreux organismes vivent dans des communautés (par exemple des biofilms) qui peuvent permettre un apport accru de nutriments et une protection contre les stress environnementaux. Les micro-organismes contenus dans les biofilms présentent souvent des propriétés très différentes d’un même organisme dans l’état individuel ou l’état planctonique. Les bactéries qui se sont agrégées dans des biofilms peuvent donner des informations sur la nature de la population et son état métabolique. En laboratoire, les bactéries sont généralement cultivées dans des milieux solides ou liquides. Des milieux de croissances solides (gélose d'agar), préparés dans des boîtes de pétri sont utilisés pour isoler une souche bactérienne au sein de cultures en mélange. En complément, des milieux de croissance liquides sont aussi utilisés lorsque la mesure de la croissance ou de grands volumes de cellules sont nécessaires. La croissance dans les milieux liquides agités se présente sous forme de suspensions cellulaires souvent uniformes, ce qui facilite la division et le transfert de gaz (notamment d’oxygène) dans le milieu réactionnel des cultures. L'utilisation de milieux sélectifs (milieux contenant des nutriments spécifiques ajoutés ou déficients, ou contenant des antibiotiques) peut aider à identifier et/ou isoler des organismes spécifiques. La plupart des techniques de laboratoire pour étudier la croissance des bactéries utilisent des niveaux élevés de nutriments pour produire de grandes quantités de cellules à moindre coût et rapidement. Cependant, dans les environnements naturels, certains de ces éléments nutritifs sont limités, ce qui signifie que les bactéries ne peuvent pas se reproduire indéfiniment. Cette limitation en éléments nutritifs a conduit à l’évolution de différentes stratégies de croissance. La croissance bactérienne suit en effet quatre phases, l’entrée pour la première fois dans un environnement riche en nutriments d’une population de bactéries va permettre sa croissance : La première phase I est la phase de latence, caractérisée par une période de croissance lente pendant laquelle les cellules s’adaptent à l’environnement riche en nutriments. La phase de latence est associée à des taux de biosynthèse élevés car les protéines nécessaires à la croissance rapide sont produites. La deuxième phase de croissance II est appelée phase exponentielle, marquée par une croissance exponentielle rapide. Au cours cette phase, chaque bactérie génère deux bactéries filles, par scission binaire, à chaque génération. Un des paramètres physiques liés à cette croissance est le taux de croissance des cellules au cours de ladite phase, et le temps nécessaire pour que les cellules doublent, appelé temps de génération. Au cours de la phase exponentielle, les nutriments sont métabolisés à la vitesse maximale jusqu'à ce que l'un des nutriments soit épuisé et commence à limiter la croissance. La troisième phase de croissance III est la phase stationnaire qui est causée par une carence en nutriments. Les cellules réduisent leur activité métabolique (le nombre de cellules qui apparaissent est égal au nombre de cellules qui disparaissent). La phase finale IV est la phase de mortalité par épuisement des nutriments. Il a été observé que la perméabilité hydraulique d'un matériau poreux peut être réduite jusqu'à trois ou quatre ordres de grandeur en raison de la formation de biofilm au sein de la porosité disponible du matériau. Ainsi, au cours de la phase I de croissance, on a observé que les microorganismes se présentent soit de façon isolée à l’interface « parois des pores – phase liquide », soit en petites colonies. Puis, dans la deuxième phase II, on observe une diminution rapide de la perméabilité, le liquide salin dans les pores est partiellement remplacé par : La présence des corps biologiques : exopolysaccharides (EPS), biofilm ou agrégats de bactéries. La formation de bulles de gaz provoquées par la saturation excessive de la solution aqueuse en produits gazeux générés par l'activité biologique des micro-organismes, tels que le CO 2 et le CH 4 . La précipitation d'insolubles sous forme de sels, tels que le fer sulfurique formé par des micro-organismes utilisant un anion sulfate comme accepteur d'électrons Une combinaison d’au moins deux des composés précédents. Dans une première hypothèse, appelée «modèle à pores fermés», les pores deviennent complètement bouchés par les biofilms poreux et perméables, et la valeur minimale de la perméabilité du matériau poreux correspond à la perméabilité intrinsèque du biofilm. Dans une deuxième hypothèse, appelée «modèle à pores ouverts», la contrainte de cisaillement exercée par le fluide sur le biofilm provoque le détachement continu des fragments de biofilm et, par conséquent, les pores ne sont jamais complètement bouchés; ici la valeur minimale de la perméabilité du matériau poreux est déterminée par l'équilibre entre croissance et détachement. Au cours de la dernière phase IV, on observe le rétablissement partiel (à cause de la présence de biofilms qui sont constitués de polymères très visqueux souvent difficiles à balayer en totalité), ou complet de la perméabilité (si un facteur limitant vient arrêter la croissance cellulaire). C’est à partir de ces constatations que les inventeurs ont mis au point un procédé de traitement d’une formation souterraine par une solution adaptée ayant une action biocide sur ces micro-organismes en milieu poreux, en prenant en compte les particularités de ces milieux poreux. Dans ce but, la présente invention concerne le traitement d’une formation souterraine, dans laquelle se trouvent des micro-organismes. La formation souterraine est traversée par au moins un puits d’injection. On entend par traitement d’une formation souterraine l’élimination des micro-organismes au sein de la formation souterraine. Le traitement de la formation souterraine peut être préventif (c’est-à-dire avant l’apparition de bactéries) ou curatif (c’est-à-dire après l’apparition de bactéries). Le procédé selon l’invention comprend les étapes suivantes : Préparation d’une solution aqueuse comprenant au moins un composé chimique biocide et au moins un polymère viscosifiant de la solution aqueuse qui comprend le composé chimique biocide, et Injection dans la formation souterraine par le puits d’injection de la solution aqueuse, la solution aqueuse ayant pour but d’éliminer les micro-organismes présents dans la formation souterraine. Le polymère viscosifiant permet de viscosifier la phase aqueuse comprenant le composé chimique biocide (en d’autres termes, le polymère viscosifiant est choisi pour viscosifier la phase aqueuse qui comprend le composé chimique biocide), ce qui permet de pénétrer au cours de l’injection de la solution aqueuse les zones moins perméables de la formation souterraine. Ainsi, l’élimination des colonies bactériennes en milieu poreux est plus efficace. De plus, le procédé selon l’invention permet de limiter la quantité de composés chimiques biocides injectés dans la formation souterraine, ces composés chimiques étant nocifs pour l’environnement. Par son action biocide vis-à-vis des bactéries, le procédé selon l’invention permet également de limiter la quantité d’H 2 S formés par les bactéries sulfato-réductrices pouvant être présentes dans la formation souterraine. Dans le cas où la formation souterraine ne comprend pas de puits d’injection, le procédé de traitement de la formation souterraine peut comprendre une étape préalable de forage d’un tel puits d’injection. Alternativement, le procédé de traitement de la formation souterraine peut comprendre une étape préalable de conversion, temporaire ou définitive, d’un puits de production (par exemple dans le cas la récupération des hydrocarbures, ou dans le cas d’une application en géothermie) en un puits d’injection. La préparation de la solution aqueuse peut être mise en œuvre à l’extérieur du puits d’injection, de préférence à proximité du puits d’injection. En outre, la solution aqueuse peut comprendre des composés neutres pour le procédé, par exemple des sels initialement présents dans l’eau utilisée. De plus, la solution aqueuse peut être adaptée à la nature de la formation souterraine, notamment au pH, à la température, la salinité et à la perméabilité de la formation souterraine, en adaptant notamment les composés, leurs concentrations, etc. Selon un mode de réalisation de l’invention, le composé chimique biocide peut être choisi parmi : Le THPS: sulfate de tetrakis(hydroxyméthyl) phosphonium (de l’anglais Tetrakis (Hydroxymethyl) Phosphonium Sulfate) est un microbicide utilisé pour le traitement de l'eau, pouvant inhiber la croissance microbienne de la plupart des micro-organismes aérobies ou anaérobies, des microorganismes formant un biofilm dans les processus de récupération assistée du pétrole, des systèmes de production et d'injection d'eau dans les puits souterrains. Le THPS se caractérise par son faible point de solidité et sa bonne stabilité, il peut se dissoudre facilement dans l’eau et se conserve longtemps. - Le DBNPA : 2,2-dibromo-3-nitrilopropionamide le DBNPA a un effet bactéricide sur toutes les bactéries aérobies en culture libre, le temps de réaction pour ce type de biocide est assez court (10 minutes). - Le Glutaraldéhyde (ou Pentane-1,5-dial) est utilisé dans plusieurs domaines d’application, c’est un produit très stable (pour un pH compris entre 4 et 7). En milieu de culture libre, il inhibe de façon instantanée toutes les bactéries anaérobies présentes pour une concentration de 1000 ppm. Le chlorure d’akyldiméthyl benzyl coco (de l’anglais benzylcoco alkyldimethyl chloride), recommandé pour sa double efficacité en tant que biocide et détergent,. Les biocides peuvent, selon le type et la concentration utilisée, avoir un effet bactériostatique (inhibition partielle) ou bactéricide (mort des bactéries). De préférence, le procédé selon l’invention peut mettre en œuvre le composé chimique biocide glutaraldehyde ou THPS en solution sélectionnés pour leur compatibilité en solution avec les polymères, et le fait qu’ils permettent de maintenir la viscosité du polymère suffisamment haute pour le procédé. Conformément à une mise en œuvre de l’invention, le polymère viscosifiant peut être choisi parmi le HPAM : polyacrylamide hydrolysé ou partiellement hydrolysé, le polymère devant être à choisir en fonction des conditions d’injection (température, salinité de l’eau d’injection) pour que la viscosité ne soit pas réduite au cours de l’injection. En effet, ces polymères présentent des propriétés viscosifiantes et rhéofluidifiantes, permettant de favoriser la pénétration de la solution aqueuse dans les milieux poreux, y compris pour les milieux poreux de faible perméabilité. De préférence, la solution aqueuse peut comprendre un mélange de : Glutaraldéhyde et de HPAM, en effet pour cette solution aqueuse la viscosité reste proche de la viscosité d’une solution aqueuse comprenant du HPAM à 82°C en condition anaérobie, ce qui favorise l’effet de l’injection d’une solution aqueuse, ou chlorure d’akyldiméthyl benzyl coco et de HPAM, en effet pour cette solution aqueuse la viscosité reste proche de la viscosité d’une solution aqueuse comprenant du HPAM à 82°C en condition anaérobie, ce qui favorise l’effet de l’injection d’une solution aqueuse Selon un mode de réalisation de l’invention, la solution aqueuse peut comprendre une concentration de composé chimique biocide comprise entre 60 et 1500 ppm en poids, de préférence entre 125 ppm et 1500 ppm, et très préférentiellement entre 125 et 1000ppm. Ces plages permettent d’assurer l’élimination de bactéries présentes dans la formation souterraine, tout en limitant les effets nocifs de ces composés biocides. En particulier, lorsque le composé biocide est le THPS, sa concentration dans la solution aqueuse peut être comprise entre 60 et 200 ppm. En effet, on a montré que dès 60 ppm (mg/l) et en conditions planctoniques, le THPS a une action bactéricide immédiate et très efficace sur la croissance microbienne des bactéries sulfato-réductrices et méthanogènes Lorsque le composé biocide est le DBNPA, sa concentration dans la solution aqueuse peut être comprise entre 200 et 400 ppm. Lorsque le composé biocide est le glutaraldéhyde, sa concentration dans la solution aqueuse peut être comprise entre 1000 et 1500 ppm. Lorsque le composé biocide est le chlorure d’akyldiméthyl benzyl coco, sa concentration dans la solution aqueuse peut être comprise entre 500 ppm et 1000 ppm. En effet le s’est révélé bactéricide contre les bactéries SRB anaérobies à partir de 500ppm Selon un aspect de l’invention, la solution aqueuse peut comprendre une concentration de polymère viscosifiant comprise entre 0.1 g/L et 10 g/L en concentration, de préférence entre 1g/L et 5g/L Ces plages de concentration permettent d’assurer la viscosité de la solution aqueuse comprenant le composé chimique biocide. En particulier, lorsque le polymère viscosifiant est le HPAM, sa concentration dans la solution aqueuse peut être comprise entre 1g/L et 5g/L Pour le mode de réalisation, pour lequel la solution aqueuse comprend du glutaraldéhyde en tant que composé biocide, et du HPAM en tant que polymère viscosifiant, la concentration en glutaraldéhyde peut être comprise entre 1000 et 1500 ppm, et la concentration en HPAM peut être comprise entre 1 et 5 g/L. Cette solution aqueuse présente à la fois une viscosité optimale pour pénétrer dans la formation souterraine, et un effet biocide des bactéries. Afin de favoriser l’effet de la solution aqueuse, la viscosité de la solution aqueuse avant injection est supérieure à la viscosité de la saumure (présente dans la formation souterraine) à la température de la formation souterraine, la viscosité étant mesurée par une méthode de mesure telle que le rhéomètre à la température de la formation souterraine. Ainsi, la viscosité de la solution aqueuse dépend du milieu poreux. Conformément à une mise en œuvre de l’invention, l’injection de la solution aqueuse peut être prévue pour réaliser un balayage de la formation souterraine, de cette manière une grande partie de la formation souterraine est traitée par le procédé selon l’invention et pas seulement les abords du puits. Ceci est permis par la viscosité de la solution aqueuse et la quantité de solution aqueuse injectée dans le fluide. Ainsi, pour cette mise en œuvre, la quantité de solution aqueuse injectée dans le fluide peut être prédéterminée pour réaliser un balayage de la formation souterraine depuis le puits d’injection vers un deuxième puits traversant la formation souterraine. Le deuxième puits traversant la formation souterraine peut être un puits de production (dans le cadre de la récupération des hydrocarbures, ou dans le cadre d’une application de géothermie). Le procédé de traitement selon l’invention peut s’appliquer à plusieurs domaines liés à l’exploitation de la formation souterraine : la récupération des hydrocarbures, notamment la récupération assistée des hydrocarbures (EOR), la récupération géothermique, le stockage de gaz, etc. A cet effet, l’invention concerne également un procédé de récupération assistée des hydrocarbures (EOR) au sein d’une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection et un puits de production des hydrocarbures. Pour ce procédé, on peut mettre en œuvre les étapes suivantes : Traitement de la formation souterraine au moyen de l’une quelconque des variantes ou des combinaisons de variantes du procédé de traitement de la formation souterraine précédemment décrites, Injection par le puits d’injection (pouvant être identique ou différent du puits d’injection utilisé à l’étape précédente) dans la formation souterraine traitée d’un fluide de récupération assistée des hydrocarbures, Récupération par le puits producteur des hydrocarbures présents dans la formation souterraine. Un tel fluide de récupération assistée des hydrocarbures est bien connu des spécialistes, et peut contenir notamment des polymères tels que le HPAM, des mousses, telles que des mousses de CO 2 , des alcalins, des tensioactifs, des mélanges de ces composés, etc. Un tel fluide a pour but de favoriser la récupération des hydrocarbures. De plus, la présente invention concerne un procédé de récupération géothermique d’un fluide souterrain issu d’une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection. Pour ce procédé, on peut mettre en œuvre les étapes suivantes : Traitement curatif ou préventif de la formation souterraine au moyen de l’une quelconque des variantes ou des combinaisons de variantes du procédé de traitement de la formation souterraine précédemment décrites, Récupération du fluide souterrain depuis la formation souterraine traitée par un puits traversant la formation souterraine (pouvant être identique ou différent du puit d’injection utilisé à l’étape précédente), et Génération d’une énergie à partir du fluide souterrain. L’étape de génération d’une énergie à partir du fluide souterrain peut notamment consister dans un premier temps en la génération d’une vapeur d’eau, puis de la génération d’électricité au moyen d’une turbine entraînée par la vapeur d’eau. En outre, la présente invention concerne un procédé de stockage de gaz, par exemple du CO 2 , de CH 4 , ou H 2 dans une formation souterraine. La formation souterraine comporte au moins un puits injecteur du gaz. Pour ce procédé, on peut mettre en œuvre les étapes suivantes : Traitement curatif ou préventif de la formation souterraine au moyen de l’une quelconque des variantes ou des combinaisons de variantes du procédé de traitement de la formation souterraine précédemment décrites, Injection dudit gaz à stocker dans la formation souterraine traitée au moyen du puits injecteur (qui peut être identique ou différent au puits injecteur utilisé à l’étape précédente). Ce procédé peut donc être mis en œuvre dans un procédé de captage et de stockage (piégeage) de CO 2 . Dans le cadre du CH 4 et du H 2 , le stockage de ce gaz peut être temporaire, jusqu’à leur utilisation ultérieure. Pour ces gaz, le procédé peut alors comprendre une étape supplémentaire de soutirage du gaz stockée de la formation souterraine. Un traitement de la formation souterraine peut alors être prévu entre chaque soutirage et chaque injection du gaz ou à intervalle de temps régulier, afin de s’assurer de l’élimination des bactéries au sein de la formation souterraine. Exemples Les caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention apparaîtront plus clairement à la lecture des exemples d'application ci-après. Exemple 1 On remarque par analogie avec les efficacités de balayage d’huile dans une formation souterraine par une solution de polymère en milieu poreux, que : L’ajout de polymère HPAM dans une solution aqueuse, permet d’augmenter la viscosité de l’eau, par exemple pour une solution aqueuse comprenant du HPAM 3630s à 2g/L (masse moléculaire environ 20 MDa), la viscosité de la solution aqueuse est 31 fois celle de l’eau de mer adoucie (sans polymère HPAM), et L’ajout de polymère HPAM dans une solution aqueuse permet d’augmenter le balayage, par exemple pour une solution aqueuse comprenant du HPAM 3630s à 2g/L, le balayage de la formation souterraine est amélioré de 82% par rapport à un balayage avec l’eau de mer adoucie (sans polymère HPAM). Ainsi, la solution aqueuse mise en œuvre dans le procédé selon l’invention présente une viscosité adaptée à un balayage du milieu poreux qui constitue les formations souterraines. Procédé de traitement d’une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection, des micro-organismes étant présents dans ladite formation souterraine, caractérisé en ce qu’on met en œuvre les étapes suivantes : On prépare une solution aqueuse comprenant au moins un composé chimique biocide et au moins un polymère viscosifiant de ladite solution aqueuse comprenant ledit composé biocide ; et On traite ladite formation souterraine par injection de ladite solution aqueuse dans ledit puits d’injection pour éliminer lesdits micro-organismes. Procédé de traitement d’une formation souterraine selon la revendication 1, dans lequel ledit au moins un composé chimique biocide est choisi parmi le THPS: sulfate de tetrakis(hydroxyméthyl) phosphonium, le DBNA 2,2-dibromo-3-nitrilopropionamide, le chlorure d’akyldiméthyl benzyl coco ou le glutaraldéhyde, de préférence ledit composé biocide est le glutaraldéhyde Procédé de traitement d’une formation souterraine selon l’une des revendications précédentes, dans lequel ledit au moins un polymère viscosifiant est un polyacrylamide hydrolysé ou partiellement hydrolysé HPAM: de préférence ledit polymère viscosifiant est adapté aux conditions d’injection, notamment à la température et à la salinité de la formation souterraine. Procédé de traitement d’une formation souterraine selon les revendications 2 et 3, dans lequel ladite solution aqueuse comprend un mélange de glutaraldéhyde et de HPAM, ou un mélange de chlorure d’akyldiméthyl benzyl coco et de HPAM, ou un mélange de DBNPA et de HPAM, de préférence, ladite solution aqueuse comprend un mélange de glutaraldehyde et HPAM adapté aux conditions d’injections, notamment à la température et à la salinité de la formation souterraine. Procédé de traitement d’une formation souterraine selon l’une des revendications précédentes, dans lequel ladite solution aqueuse comprend une concentration dudit au moins un composé chimique biocide comprise entre 60 et 1500 ppm, de préférence entre 1000 et 1500 ppm pour le glutaraldéhyde. Procédé de traitement d’une formation souterraine selon l’une des revendications précédentes, dans lequel ladite solution aqueuse comprend une concentration dudit au moins un polymère viscosifiant comprise entre 0,1 g/L et 10 g/L, de préférence 1 g/L. Procédé de traitement d’une formation souterraine selon l’une des revendications précédentes, dans lequel la viscosité de ladite solution aqueuse avant injection est supérieure à la viscosité de la saumure injectée à la température et salinité de ladite formation souterraine. Procédé de traitement d’une formation souterraine selon l’une des revendications précédentes, dans lequel on injecte dans ladite formation souterraine une quantité de solution aqueuse pour réaliser un balayage de ladite formation souterraine entre ledit puits d’injection et un deuxième puits traversant ladite formation souterraine. Procédé de récupération assistée des hydrocarbures au sein d’une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection, caractérisé en ce qu’on met en œuvre les étapes suivantes : On traite ladite formation souterraine au moyen du procédé de traitement selon l’une des revendications précédentes, On injecte dans ladite formation souterraine traitée un fluide de récupération assistée des hydrocarbures ; et On produit des hydrocarbures de ladite formation souterraine. Procédé de récupération géothermique de fluides souterrains au sein d’une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection, caractérisé en ce qu’on met en œuvre les étapes suivantes : On traite ladite formation souterraine au moyen du procédé de traitement selon l’une des revendications 1 à 8 ; On récupère ledit fluide souterrain présent dans ladite formation souterraine traitée ; et On génère une énergie à partir dudit fluide souterrain récupéré. Procédé de stockage de gaz dans une formation souterraine traversée par au moins un puits d’injection, caractérisé en ce qu’on met en œuvre les étapes suivantes : On traite ladite formation souterraine au moyen du procédé de traitement selon l’une des revendications 1 à 8 ; et On injecte ledit gaz à stocker dans ladite formation souterraine traitée.