FR 3068964 A1 20190118 FR 1760439 A 20171107 Domaine de l'invention La présente invention concerne le domaine de l'exploitation de gisement naturel d'un fluide ou artificiel pour le stockage d'un fluide, notamment du gaz, dans des formations rocheuses, en particulier du sous- sol. Arrière-plan de l'invention Des venues de sable sont parfois observées pendant la production de gaz naturel à partir de réservoirs gazeux (exploitations de gisements naturels de gaz ou activités de stockages de gaz naturel, contexte aquifère profond ou gisement déplété converti). La roche constituant les réservoirs de stockage géologique de gaz est de composition le plus souvent gréseuse, parfois carbonatée. Ce type de roche possède une porosité élevée, située entre 20% et 30%. Dans le cas des aquifères, en période de stockage, le gaz prend la place d'une partie de l'eau qu'il chasse vers la périphérie du réservoir. A l'inverse, lors du déstockage, le gaz est soutiré en continu, l'eau reprend sa place, la pression dans le réservoir chute alors fortement créant des conditions propices à l'entraînement de particules solides dans le flux de gaz, on parle de venues de solides. Lorsque les puits produisent en grande quantité des particules solides abrasives, de grande taille, les venues de solides sont couramment appelées « des venues de sable ». La production de grains de sable dans le flux de gaz a des conséquences néfastes pour l'exploitant. Ces remontées intempestives sont liées principalement à la nature géologique des roches (par exemple gréseuse) et leurs propriétés mécaniques autour du puits mais aussi aux conditions d'exploitation qui modifient les distributions de pression et donc la distribution de contraintes mécaniques. En effet, la production de grains de sable conduit à l'augmentation des vitesses au droit du puits par l'effet combiné de la dépressurisation et de la remontée globale du plan d'eau qui limite progressivement la section passante. Une difficulté fréquente de productivité des puits à gaz provient ainsi de la fragilisation du massif dans lequel les puits sont implantés, marquée par une diminution du débit de gaz, due à la production de particules solides en surface (venues de sable). Cet inconvénient est 5 particulièrement critique dans le contexte de l'exploitation de gisements de stockage de gaz, pour lesquels les sables produits dans le puits, soumis aux grandes vitesses de débit du gaz, ont une capacité abrasive importante sur les installations de surface. Une production de sable est donc doublement pénalisante car elle se traduit par une diminution de la 10 production et une augmentation des coûts de maintenance. Pour les activités de production de champs gaziers, les venues de sable peuvent survenir au cours de l'exploitation à mesure que la pression dans le gisement diminue. Les contraintes opérationnelles liées aux venues de sable sont alors similaires à celles liées aux activités de 15 stockage de gaz naturel. Il est donc important de disposer de procédés limitant, voire stoppant, ces venues de sable. De nombreuses solutions existent pour pallier ces difficultés. On connait ainsi des techniques de piégeage des particules solides en surface 20 avant la phase de traitement, par exemple au moyen d'un séparateur de type cyclone, ou encore par la mise en place d'un contrôle mécanique (par exemple au moyen d'une crépine avec ou sans gravelpack) en fond de puits dimensionné en fonction des caractéristiques de la formation (c'est-à-dire en particulier de la taille des grains). Il est également proposé de 25 consolider chimiquement les formations souterraines en utilisant des liants minéraux (par exemple à base d'oxyde d'aluminium ou de nickel métallique ou encore de silice en solution aqueuse) ou de liant organique (par exemple à base de résine phénolique, de résine furfural ou époxydique ou encore de polyacrylamide ou de microgels). Parmi ces différentes approches, la consolidation chimique est intéressante puisqu'elle ne mobilise pas d'équipements lourds. En effet, le traitement est mis en place par bullheading (c'est-à-dire injection en surface et placement naturel en fonction de la perméabilité respective des 5 couches réservoirs). En pratique, la consolidation chimique est réalisée lorsque la pression du réservoir est plutôt basse (c'est-à-dire en fin de période de soutirage pour le contexte de stockage et en cours de déplétion en phase d'exploration ou de production). Le traitement initialement fluide est tout 10 d'abord injecté dans la formation puis flushé en partie à l'état fluide (avant prise) par injection de gaz. Cette dernière phase est importante car elle permet de reconnecter rapidement le puits à la bulle de gaz en évitant une perte de productivité, tout en appliquant le produit de traitement sous forme résiduelle dans le 15 réservoir. Ce traitement peut être réalisé plusieurs fois d'affilée. Le traitement doit être contrôlé pour éviter le colmatage du puits par une trop grande production de fluide resté en place (du fait par exemple d'une prise trop rapide, ou d'une viscosité trop grande du produit de traitement ou encore d'une pression de flushing insuffisante etc...). Une telle 20 technique est notamment décrite dans le document EP 2 551 443 A2. Des travaux ont montré que ces traitements au moyen de polymère ont un effet préventif sur les venues de sable en limitant l'érosion du ciment argileux entre les grains. Cet effet provient de l'adsorption des polymères sur la surface interne des milieux poreux. La couche adsorbée 25 est de faible épaisseur (taille de la molécule de polymère) devant la taille des pores de la formation souterraine. Cette couche adsorbée permet de limiter les interactions entre l'argile et l'eau amenée à être en contact avec ces argiles (en particulier l'eau de condensation qui se forme au cours de la production dans le puits qui peut ré-imbiber la formation). Les limitations actuelles des traitements par polymère résident dans leur efficacité, et leur résistance limitée dans le temps avec notamment une perte significative d'efficacité à partir de quatre ans de mise en place, et dans leur comportement limité en température et en pression. En outre 5 ces traitements sont sensibles à la salinité des eaux souterraines (en particulier aux eaux saumurées). Compte-tenu des plages usuelles de température et de salinité des formations souterraines comprenant du gaz, ces limitations peuvent poser problème pour la durabilité des traitements de type chimique que ce soit 10 pour la réduction des venues de sable ou la réduction des venues d'eau. Il existe donc un besoin pour un procédé de traitement, et un produit de traitement, d'une formation rocheuse, contre les venues de sable, et éventuellement les venues d'eau saline ou non, qui permettent de consolider ladite formation : 15 De manière durable, et ce tout en résistant à la salinité des eaux souterraines, Ayant de bonnes performances mécaniques sans altérer la perméabilité de ladite formation ou à tout le moins que la perméabilité reste satisfaisante pour que le puits soit de nouveau exploitable, ayant un 20 comportement adéquat en température et en pression puisque le traitement appliqué devra agir à plusieurs dizaines de mètres de profondeur. Objet et résumé de l'invention 25 La présente invention a ainsi pour objet, selon un premier aspect, un procédé de traitement d'une formation rocheuse, en particulier souterraine, contre des venues de sable lors de la production d'un fluide issu de cette formation rocheuse via un puits foré à travers ladite formation rocheuse comprenant avantageusement au moins une étape d'injection d'un coulis de ciment géopolymérique dans ladite formation rocheuse, en particulier aux abords dudit puits et/ou à travers ledit puits. De manière tout-à-fait étonnante, les inventeurs ont utilisé un coulis de ciment géopolymérique afin de consolider la formation rocheuse 5 sans altérer ses propriétés de perméabilité afin que la production de gaz, suite à la consolidation, soit de nouveau possible. Dans l'état de la technique, les ciments géopolymériques sont utilisés pour la fabrication de mortier ou de béton. Les coulis de ciment géopolymérique sont, quant à eux, utilisés dans des applications diverses, 10 par exemple pour le remplissage des joints et des fissures ou revêtements (peintures). Il existe deux types de ciments dans l'état de la technique, les ciments dits hydrauliques tel que les ciments Portland et les ciments dits géopolymériques. Les ciments géopolymériques sont à base de 15 géopolymère minéral formé par la polymérisation d'oxyde d'aluminosilicate en présence d'un activateur alcalin, tel qu'un polysilicate alcalin. Le géopolymère ainsi obtenu a une structure tridimensionnelle contenant la liaison Si-O-Al. La production de ciment géopolymérique est significativement plus 20 écologique que la production de ciment hydraulique étant donné que la formation d'une tonne de ciment hydraulique génère environ une tonne de CO2 alors qu'une tonne de ciment géopolymérique génère seulement environ 0,1 tonne de CO2. De plus, la consommation de l'énergie totale impliquée dans la production de ciment géopolymérique ne représente 25 qu'environ un tiers de la consommation d'énergie nécessaire à la production de ciment hydraulique. Dans le cadre de la présente invention, le coulis de ciment géopolymérique ne comble pas les pores de la formation rocheuse, sinon cette dernière ne pourrait plus être exploitée, mais consolide les pores en tapissant ces derniers d'un revêtement mince et en créant des ponts capillaires entre les grains de la formation. Un coulis de ciment géopolymérique est par définition très fluide comparativement à un ciment géopolymérique pâteux, et est donc 5 injectable contrairement à un ciment géopolymérique. Par définition, le coulis de ciment géopolymérique selon l'invention ne comprend pas de sable, en particulier pas d'autres particules solides autres que le composant d'aluminosilicate ou du mélange source d'aluminosilicate, défini ci-après. 10 Le procédé de traitement selon l'invention permet de consolider la formation rocheuse tout en conservant une formation rocheuse perméable au fluide, en particulier au gaz, afin que la production du fluide puisse être reprise suite au procédé de traitement. On comprend par « formation rocheuse » dans le présent texte, 15 tout milieu rocheux poreux, c'est-à-dire comprenant des pores interconnectés, et éventuellement des pores non connectés (c'est-à-dire aveugles). De préférence, la formation rocheuse est choisie parmi les grès, en particulier ceux pouvant servir de réservoirs pour les fluides, notamment d'hydrocarbures, en particulier pour le gaz. 20 La formation rocheuse selon l'invention peut être un gisement naturel en un fluide, ou peut avoir été aménagée en sorte de faire office de gisement de stockage d'un fluide (par exemples stockage dans une cavité saline, dans un aquifère ou encore stockage dans un gisement déplété). 25 On comprend par « fluide », tout liquide ou gaz, notamment d'hydrocarbures. Ledit fluide est en particulier un gaz, notamment un gaz naturel. On désigne dans le présent texte par venues de sable, tout matériau particulaire solide qui peut être du sable dont la taille (diamètre) 30 des particules est supérieure ou égale à 80pm, et en particulier inférieure ou égale à 2 mm, ou des fines dont la taille (diamètre) est inférieure à 80p m. De préférence, la porosité de la formation souterraine est supérieure ou égale à 15% Aucune limite haute de porosité est fixée 5 puisqu'il sera d'autant plus aisé d'injecter le coulis dans un milieu ayant des tailles de pore plus grandes. Suite au procédé de traitement, la formation souterraine conserve une perméabilité équivalente à sa perméabilité initiale avant traitement, ou une perméabilité initiale diminuée au maximum de 20% pour le 10 traitement des formations les plus perméables (en particulier typiquement avec une perméabilité supérieure ou égale à 1 Darcy), ou au maximum de 10%, en particulier pour une perméabilité inférieure à 1 Darcy. La formation rocheuse peut comprendre plusieurs puits forés dans cette dernière. L'injection du coulis peut ainsi se faire aux abords et/ou 15 directement à travers un ou plusieurs puits pour une formation rocheuse. On comprend par « à travers le puits » que le coulis de ciment géopolymérique est injecté directement par l'intermédiaire du conduit d'arrivée en fluide du puits. On comprend par « aux abords du puits » que le coulis de ciment 20 géopolymérique est injecté dans un rayon d'environ 30 mètres, de préférence dans un rayon d'environ 10 mètres, autour du puits. De préférence, dans ce cas, des tiges sont disposées autour du puits et placées dans le sous-sol de la formation rocheuse, et servent de points d'entrée pour l'injection du coulis. 25 Avant la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, la production du fluide, i.e du gaz, est stoppée. Il est possible de réaliser plusieurs injections en coulis de ciment géopolymérique. Les propriétés du coulis peuvent être différentes d'une injection à une autre (notamment concentration massique et taille des particules du composant d'aluminosilicate ou dans ledit mélange source d'aluminosilicate, proportion massique en eau, composition). Dans un mode de réalisation, le volume de coulis de ciment géopolymérique injecté correspond au volume classique déterminé dans 5 les procédés de traitement des formations rocheuses contre les venues de sable connus de l'homme du métier (en particulier sous le procédé connu sous l'expression bullheading). De préférence, le volume injecté en coulis correspond à une saturation en coulis dans un rayon déterminé autour du puits. Par 10 exemple pour un rayon de 5 mètres environ, et une couche de 15 mètres d'épaisseur, de porosité 20%, le volume de coulis à injecter est de l'ordre de 60m3. Le volume de coulis à injecter est de préférence supérieur ou égal à 1/5 (c'est-à-dire 20%) du volume poreux de la formation rocheuse à 15 traiter, encore de préférence inférieur ou égal à 10 volumes poreux de la formation rocheuse à traiter. Le volume poreux correspond au volume occupé par les pores d'un volume donné de la formation rocheuse à traiter. Dans une variante, en particulier après au moins une injection du 20 coulis de ciment géopolymérique, le procédé de traitement comprend au moins une étape d'injection d'un gaz aux abords dudit puits et/ou à travers ledit puits pour reconnecter audit puits le gaz de la formation, et notamment pour chasser l'eau contenue dans le coulis de ciment géopolymérique. 25 De préférence, le gaz injecté est un hydrocarbure, de préférence de même nature que le gaz soutiré dans le puits. Lorsque la formation aux abords du puits se retrouve saturée en coulis, la forte saturation en eau décroit la perméabilité au gaz. Afin de rétablir la perméabilité au fluide, en particulier au gaz, un 30 volume de gaz Vg est injecté dans la formation aux abords du puits et/ou à travers le puits (utilisé pour l'injection de coulis), afin de reconnecter la bulle de fluide au puits. Ainsi, le gaz pousse l'eau aux abords du puits. Une fois l'eau chassée, l'injection peut être stoppée. Dans un mode de réalisation, le débit en gaz injecté est élevé pour 5 réaliser rapidement la percée du fluide, notamment du gaz, à travers la barrière créée par l'eau. Dans un autre mode de réalisation, le débit d'injection du gaz dans cette phase de reconnexion du fluide à la formation rocheuse, est contrôlé. Le débit doit être suffisamment faible de façon à laisser une 10 saturation en eau résiduelle importante, et permettre ainsi de renforcer le degré de consolidation de la formation. En effet, cette disposition favorise la formation de ponts capillaires entre les grains de la formation rocheuse et le géopolymère. Il est ainsi important d'avoir une saturation résiduelle en eau élevée afin d'augmenter la quantité de géopolymère par pont. Une 15 évaluation précise du débit peut être réalisée au moyen d'une simulation d'écoulement. De préférence, la saturation résiduelle en eau est comprise entre 10% et 15% au-dessus de la saturation irréductible en eau. On comprend par « saturation résiduelle en eau », la quantité d'eau moyenne qui reste dans la formation rocheuse, par exemple l'aquifère, 20 autour du puits, une fois le coulis de ciment géopolymérique injectée et la phase de reconnexion terminée. La saturation résiduelle en eau est notamment fonction des courbes de perméabilité relative au milieu poreux dans lequel on injecte le gaz, et de la courbe de pression capillaire. En particulier, selon le débit de gaz 25 injecté, la saturation résiduelle peut se calculer avec un simulateur de réservoir tel que le logiciel Eclipse, simulateur commercial développé par Schlumberger. Le début de la reconnexion est typiquement repéré par une augmentation brutale du débit d'injection en gaz du fait de la pression 30 imposée par le gaz issu de la reconnexion. 10 Le volume cumulé de gaz à injecter correspond de préférence à la restitution d'une injection proche de la valeur initiale. De préférence, le volume de gaz injecté est supérieur ou égal à au moins 50 volumes poreux. Par exemple, pour un volume poreux de 60m3, 5 une pression de fond de 50 bars, le volume cumulé de gaz Vg injecté serait compris entre environ 3 000 m3 etenviron 150 000 m3. Puis, après reconnexion, on poursuit l'injection de gaz, en sorte d'assécher les ponts capillaires, et aboutir à la formation d'un maximum de ponts adhésifs inter-grains sans altérer les paramètres de productivité 10 et d'injectivité du puits. Dans un premier mode de réalisation, pour cette phase d'assèchement, le gaz injecté peut correspondre au gaz injecté en vue du remplissage du gisement pour son stockage. Cette phase de remplissage peut durer quelques mois (environ de 3 à 4 mois) et est donc sans 15 limitation du volume injecté. Dans un second mode de réalisation, pour cette phase d'assèchement, on utilise le volume de gaz injecté lors de la phase de reconnexion pour assécher en partie les ponts capillaires. Le procédé de traitement peut donc comprendre une seconde 20 injection de gaz ou encore la poursuite de la première injection de gaz après reconnexion correspondant à la phase d'assèchement. Suite à l'étape d'injection de gaz, le procédé comprend une étape de polymérisation du géopolymère. Le coulis de ciment géopolymérique va durcir in situ, i.e sur le site 25 sur lequel il a été injecté. Le temps de durcissement complet est de l'ordre d'au moins 7 jours, de préférence au moins de 40 jours. La période s'étendant entre la fin d'une période de soutirage et le début de la campagne suivante est compris entre 3 mois et 8 mois, ce qui laisse ainsi au géopolymère le temps de durcir parfaitement dans les 30 conditions d'exploitations. 11 Avantageusement, le temps de durcissement d'au moins 40 jours, est obtenu à température ambiante (en particulier à une température comprise entre 10°C et 30°C), et notamment à la pression atmosphérique. Dans une variante, le procédé de traitement comprend plusieurs 5 cycles d'injection, chaque cycle d'injection comprenant au moins une étape d'injection du coulis de ciment géopolymérique suivie d'au moins une étape d'injection de gaz. Dans une variante, le coulis de ciment géopolymérique comprend au moins un composant source d'aluminosilicate, ou un 10 mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, et une solution alcaline de silicate. Les solutions alcalines de silicate activatrices du composant source d'aluminosilicate, ou du mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, sont des solutions aqueuses. 15 La solution alcaline de silicate a de préférence un rapport molaire M120 :Si02 ou M20 :Si02 compris dans la gamme allant de 0,50 à 1,50, de préférence dans la gamme allant de 0,90 à 1,10, dans laquelle M1-2 représente Na ou K, et M2 représente Ca. Le ciment géopolymérique selon l'invention est obtenu par mélange 20 des constituants a) et b) selon les techniques bien connues de l'homme du métier. La solution alcaline de silicate selon l'invention peut être une solution commerciale pouvant être utilisée telle quelle. On comprend par solution alcaline de silicate, la solution permettant 25 d'activer la réaction de polymérisation entre ledit au moins un composant source d'aluminosilicate, ou le mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate. La solution alcaline de silicate a généralement une teneur massique en eau supérieure ou égale à 30% et inférieure ou égale à 90%, de 30 préférence supérieure ou égale à 40% et inférieure ou égale à 80%, 12 encore de préférence supérieure ou égale à 50% et inférieure ou égale à 70%, plus préférentiellement supérieure ou égale à 55% et inférieure ou égale à 65%. On comprend par au moins un composant, un ou plus de deux 5 composants. On comprend par plusieurs composants, deux composants ou plus. On comprend par « un composant d'aluminosilicate », tout silicate comprenant de l'aluminium (AI). On comprend par « un mélange de plusieurs composants, ledit 10 mélange étant source d'aluminosilicate », tout mélange apportant de la silice et de l'oxyde d'aluminium. Dans une variante de réalisation, au moins 50% en volume cumulé des particules dudit au moins un composant d'aluminosilicate, ou du mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source 15 d'aluminosilicate, ont une taille inférieure ou égale d'au moins 6 fois, de préférence au moins 7 fois, encore de préférence au moins 8 fois, la taille d'au moins 50% en volume cumulé des pores de la formation rocheuse, ou du diamètre hydraulique moyen des pores de la formation rocheuse. On comprend dans le présent texte par dx (x étant un nombre réel) 20 des pores ou des particules que la distribution de ces pores ou de ces particules comprend au moins x% en volume cumulé de pores ou de particules ayant un diamètre inférieur ou égal à une valeur déterminée. La taille (en particulier le diamètre) des particules est de préférence déterminée par une méthode de granulométrie laser, telle que décrite ci-25 dessous. Dans un mode de réalisation, la porosité de la formation rocheuse à traiter est évaluée préalablement à la préparation des particules dudit au moins un composant d'aluminosilicate, ou du mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate. 13 Lorsqu'il est possible d'obtenir un échantillon de la formation rocheuse à consolider, la porosité est évaluée par une méthode de porosimétrie par injection de mercure (par exemple à l'aide de la norme ISO 15901-partie 1: en date d'avril 2016 ou encore tel que décrit ci- 5 dessous), ou encore par micro-tomographie (tel que décrit ci-dessous). Lorsque la porosité est évaluée par micro-tomographie et que plusieurs courbes sont obtenues (xy low, xy high, xz low, xz high, yz low et yz high), le d50 pris en compte dans le cadre du présent texte, est la plus petite taille de diamètre obtenue à 50% de volume cumulé. 10 Lorsqu'il n'est pas possible d'obtenir un échantillon de la formation rocheuse à consolider, la porosité de la formation souterraine peut être évaluée à partir des données d'exploitation du puits en mettant en oeuvre la formule de Pittman suivante, établie de manière empirique : 15 dh = 2 x 10(-0,117+0,475Log(k)-0,099Log(0)) dans laquelle dh est le diamètre hydraulique moyen des pores (pm), K est la perméabilité du milieu poreux en mDarcy, et (1) est la porosité du milieu poreux en pourcentage. 20 L'établissement de la formule de Pittman est expliqué dans la publication intitulée « Estimating Pore Throat Size in Sandstones from Routine Core-Analysis Data », Edward D. Pittman, Search and Discovery Article #40009 (2001) ou encore dans la publication « Relationship of Porosity and Permeability to Various Parameters Derived from Mercury 25 Injection-Capillary Pressure Curves for Sandstone », Edward D. Pittman in AAPG Bulletin, V.76, 1992, p.191-198, le compte-tenu desdites publications étant incorporé par renvoi dans le présent texte). Par ailleurs, les inventeurs se sont aperçus de par leurs essais que le rapport de la taille des particules du coulis injecté comparativement à la 30 taille des pores de la formation souterraine : (d50 en volume cumulé ou dh 14 des pores de la formation) / (d50 en volume des particules du coulis injecté) est équivalent au jamming ratio. Le jamming ratio est décrit notamment dans la publication intitulée « Novel Insights into Microgels Systems for Water Control » par les 5 auteurs C.Cozic, D.Rousseau, et R.Tabary lors de « 31rst Annual Workshop and Symposium, IEA Collaborative Project on Enhanced Oil Recovery, 18-20 October, Aberdee, Scotland. Le jamming ratio représente le ratio entre le diamètre moyen des pores du substrat recevant lesdites particules en solution et le diamètre moyen des particules injectées. Le 10 jamming ratio fonctionnel est évalué dans cette publication en regard de particules d'un microgel. En théorie, le jamming ratio est dans cette publication de l'ordre de 3 mais en pratique il est plus élevé du fait de la distribution de la taille des particules, de la distribution de la géométrie et de la taille des pores, ainsi que de la concentration et des effets de la 15 vélocité. Le jamming ratio pratique serait ainsi de l'ordre de 6-9. Dans un mode de réalisation, pour des formations rocheuses à consolider dont la perméabilité est comprise entre 300mDarcy et 500 mDarcy, avec une porosité moyenne de 25% (à +/- 5%), les diamètres hydrauliques moyens étant compris entre 10 pm et 30 pm, la taille d'au 20 moins 50% en volume cumulé des particules du composant d'aluminosilicate ou du mélange source d'aluminosilicate est inférieure ou égale à 5 pm, de préférence inférieure ou égale à 3,75 pm, encore de préférence inférieure ou égale à 1,6 pm, plus préférentiellement inférieure ou égale à 1,25 pm, notamment inférieure ou égale à 1 pm. 25 Dans une variante, le procédé de traitement comprend une étape de préparation des particules dudit au moins, un composant source d'aluminosilicate, ou dudit mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, en sorte qu'au moins 50% en volume cumulé desdites particules aient une taille inférieure ou égale d' 30 au moins 6 fois, de préférence au moins 7 fois, encore de préférence au 15 moins 8 fois, plus préférentiellement au moins 9 fois, en particulier au moins 10 fois, la taille d'au moins 50% en volume cumulé des pores de la formation rocheuse ou au diamètre hydraulique moyen dh des pores de la formation rocheuse. 5 Ladite étape de préparation peut comprendre une étape de centrifugation en sorte de sélectionner les particules de petite taille d'en ensemble de particules centrifugé, ou encore une étape de dissolution des particules en vue de réduire leur taille, ou de préférence une étape de broyage en milieu sec ou humide, en particulier une étape de broyage en 10 milieu humide. L'étape de broyage, en particulier en milieu humide, contrairement à l'étape de centrifugation par exemple, permet de conserver la composition initiale en aluminosilicate. Dans une sous-variante, l'étape de préparation est une étape de 15 réduction de la taille des particules. Dans une variante, l'étape de préparation est une étape de broyage, de préférence une étape de broyage en milieu humide. Dans une variante, le coulis de ciment géopolymérique comprend une proportion massique en eau, par rapport à sa masse totale, 20 supérieure ou égale à 50%, de préférence supérieure ou égale à 60%, encore de préférence supérieure ou égale à 65%, notamment supérieure ou égale à 70%, plus préférentiellement inférieure ou égale à 85%. Avantageusement, le coulis de ciment géopolymérique selon l'invention comprend davantage d'eau que les coulis ou ciments 25 géopolymériques mis en oeuvre dans l'état de la technique, ce qui permet de diminuer sa viscosité, et favorise son injectabilité dans la présente application. La masse d'eau correspond à celle présente initialement dans la solution basique activatrice, notamment disponible commercialement, et à 30 la masse d'eau ajoutée. 16 Dans une variante de réalisation, ledit au moins un composant d'aluminosilicate, ou ledit mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, est choisi parmi : un métakaolin, un kaolin, une bentonite, des cendres volantes, un laitier de haut fourneau, de la 5 fumée de silice, et leurs mélanges. Dans un mode de réalisation, le composant d'aluminosilicate est un métakaolin. Le composant d'aluminosilicate, lorsqu'il est un métakaolin, peut être mélangé avec au moins un composant choisi parmi : un kaolin, une 10 bentonite, des cendres volantes, un laitier de haut fourneau, de la fumée de silice, et leurs mélanges; de préférence un kaolin, une bentonite, des cendres volantes, un laitier de haut fourneau, et leurs mélanges. Le métakaolin (ou kaolin calciné) utilisé dans le cadre de la présente invention est de préférence un alumino-silicate déshydroxylé de 15 composition générale A1203 :2,19-2,64.Si.02. Il s'agit d'une pouzzolane artificielle à l'état amorphe. Elle est obtenue par calcination et broyage, en particulier par micronisation d'une argile kaolinique. Le kaolin (non calciné) est de préférence une argile de la famille des silicates d'alumine qui est broyée et séchée. Ledit kaolin présente une 20 surface spécifique BET inférieure ou égale à 30 m2/gr en particulier inférieure ou égale à 25 m2/gr. La bentonite utilisée dans le cadre de la présente invention est une argile de la famille des smectites présentant une importante capacité de gonflement à l'eau. 25 Le laitier de haut fourneau utilisé dans le cadre de la présente invention est de préférence un coproduit de la fabrication de la fonte et de l'acier, issu d'un traitement à haute température de coke et de minerai de fer aggloméré. Les cendres volantes utilisées dans le cadre de la présente 30 invention peuvent être des cendres volantes de classe F, issues de la 17 combustion de houille pulvérisée en centrale thermique à flammes à la température d'environ 1 400°C. Les valeurs de tailles des particules énoncées ci-dessus ne s'appliquent bien sûr pas qu'au métakaolin mais au mélange de particules 5 solides mises en oeuvre dans le coulis selon l'invention. Dans une variante, la solution alcaline de silicate est une solution alcaline de silicate de potassium, de sodium ou de calcium, de préférence une solution alcaline de potassium ou de sodium, encore de préférence de sodium. 10 Dans une variante, la masse dudit au moins un composant d'aluminosilicate, ou du mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, par rapport à la masse totale du coulis de ciment géopolymérique (y compris la masse totale en eau) est supérieure à 0% et inférieur ou égale à 30%, de préférence inférieure ou égale à 15 25%, encore de préférence inférieure ou égale à 20%, plus préférentiellement inférieure ou égale à 18%, en particulier inférieure ou égale à 15%. La masse dudit au moins un composant d'aluminosilicate, ou du mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source 20 d'aluminosilicate, par rapport à la masse totale du coulis de ciment géopolymérique (y compris la masse totale en eau) est supérieure ou égale à 3%, plus particulièrement supérieure ou égale à 5%, notamment supérieure ou égale à 7%. Dans une variante, la masse dudit au moins un composant 25 d'aluminosilicate, ou du mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, par rapport à la masse sèche du coulis de ciment géopolymérique est supérieure ou égale à 10% et inférieur ou égale à 75%. 18 Dans une variante, le coulis de ciment géopolymérique a une viscosité, mesurée à température ambiante, inférieure ou égale à 25 mPa.s, de préférence inférieure ou égale à 10 mPa.s. Dans une variante, la composition chimique issue du mélange du a) 5 au moins un composant d'aluminosilicate, ou du mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, avec la solution alcaline de silicate b), et éventuellement l'eau ajoutée, a pour formule : 1.A1203; n.Si02 ; r.(M120 ou M20) ; z.H20, dans laquelle 2 1-20 et z25, 1 iS16, et MI- est Na ou K et M2 est Ca, de préférence z45, 10 encore de préférence 3,6 1-20 et/ou z70, plus préférentiellement z88, encore plus préférentiellement 4,5 20, en particulier z400. La présente invention a pour objet, selon un deuxième aspect, un coulis de ciment géopolymérique comprenant : a) au moins un composant d'aluminosilicate, ou un mélange de 15 plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, et b) une solution alcaline de silicate. Avantageusement, le coulis de ciment géopolymérique comprend une proportion massique en eau, par rapport à sa masse totale, supérieure ou égale à 50%, de préférence supérieure ou égale à 60%, 20 encore de préférence supérieure ou égale à 65%, plus préférentiellement inférieure ou égale à 85%. Dans une variante, le coulis de ciment géopolymérique est défini selon l'une quelconque des définitions, variantes ou modes de réalisation défini(e)s en référence au premier aspect de l'invention. 25 La présente invention a pour objet, selon un troisième aspect, un procédé de traitement d'une formation rocheuse, en particulier souterraine, contre des venues de sable lors de la production d'un fluide issu de cette formation rocheuse via un puits foré à travers ladite formation rocheuse. Avantageusement, le procédé comprend au moins 30 une étape d'injection d'un coulis de ciment géopolymérique dans ladite 19 formation rocheuse, en particulier aux abords dudit puits et/ou à travers ledit puits, ledit coulis étant défini selon l'une quelconque des définitions, variantes ou modes de réalisation défini(e)s en référence au premier et/ou second aspect(s) de l'invention. 5 La présente invention a pour objet, selon un quatrième aspect, une formation rocheuse consolidée par un coulis de ciment géopolymérique, susceptible d'être obtenue par le procédé selon l'une quelconque des variantes de réalisation définies en regard du premier et/ou du troisième aspect(s) de l'invention. 10 Les définitions, variantes et modes de réalisation définies selon les premier, second, troisième et quatrième aspects de l'invention peuvent être combiné(e)s indépendamment les unes des autres. Description des figures - La figure 1 représente de manière schématique les différentes 15 étapes du procédé de traitement d'une formation rocheuse selon l'invention en vue de sa consolidation pour traiter les venues de sables ; - La figure 2 représente de manière schématique un puits foré à travers une formation rocheuse souterraine; 20 - la figure 3 représente le volume de pores en cumulé (°/0) en fonction de la taille desdits pores (pm) pour différents échantillons de grès naturels testés, référencés A à D, par porosimétrie par injection de mercure ; - La figure 4 représente les porosités minimum, moyenne et 25 maximum mesurées pour les échantillons de grès A à D et le sable complet modèle ; - La figure 5 représente le volume de pores en cumulé (°/0) en fonction du diamètre des pores (pm) pour le sable modèle testé par micro-tomographie, en particulier la distribution de la taille 30 des pores est obtenue par simulation numérique entre deux 20 faces parallèles (KY, XZ ou YZ dans un sens puis l'autre) sur 1000 images de micro-tomographie segmentées, au moyen du logiciel Image 3 (Fiji) et plugin Beat ; - La figure 6A représente de manière schématique l'injection au 5 moyen d'une seringue de la solution de traitement à tester à travers le canal du bouchon supérieur d'un tube plastique recevant le sable complet servant de matériau modèle à consolider; - La figure 6B représente de manière schématique l'injection d'air 10 comprimé à travers le canal du bouchon supérieur ; - La figure 7 représente la distribution de la taille des particules en métakaolin en fonction du volume en cumulé des pores °A) mesurée par granulométrie laser, les différents courbes correspondent à des temps de broyage humide; 15 - La figure 8 représente un tableau reprenant les compositions des exemples 1 à 10 et des exemples comparatifs 11 à 13; - La figure 9 représente de manière schématique le protocole de mesure de la perméabilité au gaz du sable modèle consolidé ; - La figure 10 représente les pressions de rupture (mbars) 20 moyennes, minimum, et maximum mesurées pour les exemples comparatifs (EXC1, EXC3) et les pressions de rupture (mbars) moyennes mesurées pour les exemples 1 à 9 selon l'invention ; - La figure 11 représente les perméabilités (m2) moyennes, minimum, et maximum mesurées pour les exemples comparatifs 25 (EXC1, EXC3) et les perméabilités (m2) moyennes mesurées pour les exemples 1 à 9 selon l'invention ; - La figure 12 représente les pressions de rupture (mbars) moyennes, et éventuellement minimum et maximum, mesurées pour les exemples comparatifs (EXC1, EXC2) et les exemples 5 à 30 8 selon l'invention sur les sables modèles consolidés vierges, et 21 sur les sables modèles consolidés puis sur lesquels on a injecté de l'eau douce ; Description des exemples de réalisation I- Les composants utilisés sont les suivants : 5 Métakaolin : - MK 1000 de la marque ARGICAL TM commercialisé par IMERYS en poudre, comprenant 57% de Si02, et 37% d'A1203, ayant un d90 de 40 pm, un d50 de 11,55 pm et un d10 de 2,44 pm, ces valeurs étant mesurées par granulométrie laser tel que décrit ci- 10 dessous. - MK 1200S de la marque ARGICAL commercialisé par IMERYS en poudre, comprenant 56% de Si02, et 36% d'A1203, ayant un d90 de 16,61 pm, un d50 de 5,02 pm et d10 de 1,64 pm, ces valeurs étant mesurées par granulométrie laser tel que décrit ci- 15 dessous. - Sable modèle siliceux complet : normalisé de Leucate (normalisé EN 196-1, conforme ISO 679 :2009), masse volumique connue de 2,6 g/cm3. II- Procédé de traitement d'une formation rocheuse selon 20 l'invention Les étapes 2 et 3 selon l'invention peuvent être effectuées respectivement n fois et p fois, n et p étant des nombres entiers, supérieurs ou égaux à 1. Dans le cadre des essais réalisés ci-après, n et p sont égaux à 1. 25 L'étape 4 peut avoir lieu à température et pression ambiantes, le temps de polymérisation est dans ce cas au moins de 7 jours, de préférence au moins de 25 jours, encore de préférence au moins de 40 jours. 22 Le temps de polymérisation peut être également écourté si le géopolymère est chauffé, de préférence à une température inférieure ou égale à 70°C. En pratique, la température de polymérisation et la pression 5 appliquée lors de la polymérisation seront fonction de la profondeur à laquelle se trouve le géopolymère injecté dans la formation rocheuse. La période s'écoulant entre la fin d'une campagne de soutirage, et la reprise de la campagne suivante étant au moins de 2 mois, voire généralement de plus de 7 mois, le géopolymère a le temps de polymériser in-situ dans la 10 formation rocheuse. Le puits 10 représenté à la figure 2, en coupe transversale, s'étend de la surface 12 à travers le sol 14 jusque dans la formation rocheuse souterraine 16 comprenant le fluide 11, notamment le gaz, à soutirer. La formation rocheuse 16 n'est pas consolidée, et des particules, fines et/ou 15 plus ou moins grossières sont produites dans le puits 10 lorsque le fluide 11 à soutirer s'écoule à travers le puits 10. Le puits 10 comprend un conduit de soutirage 18 du fluide 11, s'étendant de la surface 12 jusqu'à proximité, dans ou sous la formation rocheuse 16. Le puits 10 comprend également une enveloppe tubulaire 20, entourée d'un matériau la 20 consolidant 22, par exemple une couche de ciment, ladite enveloppe 20 étant disposée autour du conduit de soutirage 18 mais à distance de ce dernier 18. L'enveloppe 20 et le matériau 22 la consolidant comprennent dans leurs parties inférieures des orifices 24 débouchant dans la formation rocheuse 16 comprenant le fluide 11, dans cet exemple précis 25 le gaz. Des casiers de graviers 26 (gravel packs) peuvent être disposés entre l'enveloppe 20 et le conduit de soutirage 18 dans leurs parties inférieurs afin de limiter la venue de sables. Le puits 10 comprend également un dispositif 28 type packer, permettant de fixer la partie inférieure du conduit 18 au puits 10, et notamment à l'enveloppe 20. Ce 30 dispositif 28 est par exemple un anneau en caoutchouc écrasé dans 23 l'espace annulaire entre le conduit 18 et l'enveloppe 20, pour assurer une étanchéité et ancrer le conduit 18. En fonctionnement, un volume de coulis de ciment géopolymérique selon l'invention (déterminé selon le volume de pores à traiter dans la 5 formation) est injecté aux abords dudit puits 10, par exemple dans un rayon d'environ 10 mètres à partir du puits et/ou à travers le conduit de soutirage 18. Le coulis va ainsi remplir les pores de la formation rocheuse et donc pousser le fluide 11 à soutirer à l'extérieur de cette dernière. Puis, un volume de gaz déterminé (également selon le volume de pores à traiter 10 dans la formation) est injecté, de la même façon que le coulis, en sorte de reconnecter le fluide à la formation souterraine, puis chasser l'eau contenue dans le coulis injecté dans la formation rocheuse. Cette opération peut être répétée pour favoriser l'adhérence intergrains du géopolymère et sécher les ponts capillaires formés entre les grains de la 15 formation et le géopolymère. Une fois la phase de reconnexion établie, il est possible d'effectuer la phase d'asséchement en remplissant la formation souterraine 16 du fluide 11 de stockage. Le procédé selon l'invention est décrit en référence à un agencement particulier de puits mais n'est pas limité à ce dernier et peut 20 s'appliquer à tout puits foré dans une formation rocheuse à consolider. III- Caractérisation d'un milieu test 1- Echantillons de grès A à D La porosimétrie par injection de mercure est réalisée selon la norme ISO 15901-1 :2016, matériel Micromeritics AutoPore IV 9500 V1.03 de 25 0/200 MPa. Cette méthode de mesure a été mise en oeuvre en particulier avec les paramètres suivants: angle de contact de 130 degrés, masse volumique du mercure de 13.5335 g/I, tension de surface de 485 dynes/cm, temps d'équilibrage 20 sec, temps d'évacuation 5 minutes, 24 correction du blanc, cellule solide 15 cc-0,68 cc et logiciel constructeur associé. Le tableau 1 ci-dessous indique la taille des pores des échantillons de grès A à D prélevés in-situ en micromètre à 90%, 50% ou 10% de la 5 distribution cumulée en volume des tailles de pores. Ces données sont issues de la figure 3. Echantillon d90 d50 d10 Echantillon A 152,71pm 5,42pm 0,03pm Echantillon B 78,81pm 26,22pm 0,26pm Echantillon C 182,83pm 51,99pm 2,09pm Echantillon D 294,52pm 21,61pm 0,15pm Tableau 1 2- Sable modèle 10 Les porosités des échantillons A à D sur la figure 4 sont déterminées par saturation à l'éthanol. La méthode de mesure de la porosité par saturation à l'éthanol est de préférence réalisée en séchant tout d'abord l'échantillon à 105°C jusqu'à stabilisation de sa masse à +/- 0,5% près permettant de 15 déterminer sa masse sèche (msec), puis de l'immerger dans l'éthanol jusqu'à stabilisation de sa masse à +/- 0,5% près permettant de déterminer sa masse saturée (msat). Enfin, la masse de l'échantillon est déterminée par pesée hydrostatique (mhydro). La porosité (°/0) est alors calculée par la relation 100 * (msat-msec)(msat-mhydro). 20 Les porosités du sable siliceux complet sont déterminées par micro- tomographie (les mesures sont effectuées sur les tubes remplis de sable tels que décrits au paragraphe IV). Le sable siliceux est imprégné d'une résine epoxy pour le stabiliser. Les images obtenues par micro-tomographie (source 160 kV, filament au tungstène, taille de voxel 25 1,06pm) sont analysées par le logiciel Image J. 25 Le tableau 2 ci-dessous reprend les porosités moyennes, minimum et maximum issues de la figure 4. Porosité Echantillons Moyenne (°/0) Minimum (°/0) Maximum (°/0) Echantillons A à D 24,77% 20,59 27,76 Sable siliceux modèle 26,3 24,7 28,2 Tableau 2 La porosité des échantillons de grès A à D est comprise entre 20% 5 et 30% avec une porosité moyenne de l'ordre de 24,77%. Le sable modèle complet (c'est-à-dire comprenant les fines et le sable) présente une porosité moyenne de 26,3% variant entre 25% et 30%. La porosité du sable modèle est légèrement supérieure à celle des échantillons de grès A à D. Par contre, d'après la figure 5, 50% en volume cumulé des 10 pores du sable modèle présente un diamètre compris entre 28pm et 34pm. Ainsi, le d50 du sable modèle est équivalent à ceux mesurés pour les échantillons A à D (d50 = 21,6 pm à 52,0 pm). En conclusion, le sable siliceux complet sélectionné est un bon modèle pour reproduire le réseau poreux de la roche d'une formation 15 souterraine. IV- Préparation d'un échantillon comparatif de PAM (Polyacrylamide), (EXC1) Une quantité de 1,101 g d'une poudre de PAM, commercialisée par Floerger sous la référence FA 920 SH, est dissoute dans 198,9 g d'eau, 20 sous agitation douce (environ 200 tours/min), pendant 3h. La solution mère obtenue est ensuite diluée par ajout d'eau jusqu'à obtenir la solution testée à 2500 ppm (soit 2,5 g de PAM pour 1000g de solution). L'index d'activité est de 90,85%. 26 V- Préparation de la solution activatrice basique en tant qu'échantillon comparatif (EXC2, EXC3) La solution basique comprend ainsi 36,76 g de silicate de soude dont 64% d'eau en masse, 10,15 g de soude et 53,09 g d'eau 5 ajoutée pour l'EXC2 soit 0,96 moles de Si02 et 1 mole de Na20 et 25 moles d'eau; s'agissant de l'exemple comparatif EXC3, la quantité d'eau ajoutée est doublée, soit de 106,18g (50 mol), les proportions molaires en Si02 et Na20 sont inchangées. Le silicate de soude utilisé comprend en outre pour les EXC2 et EXC3 64% en masse d'eau. 10 VI- Résistance à la compression d'un mortier normalisé à base de métakaolin (MK 1000) mesurée par malaxage avec de l'eau déminéralisé ou de l'eau saumurée (20 g/L) Il n'est pas possible de mesurer la résistance à la compression des exemples comparatifs EXC1 et EXC2 car les solutions sont trop liquides (il 15 y a trop d'eau) pour fournir une pâte résistante et non fissurante dans le cadre de la norme EN 196-1 (confection du mortier normalisé). La préparation du mortier est réalisée selon un procédé de fabrication bien connu de l'homme du métier. Un sable normalisé (siliceux de Leucate 0/1,25 mm selon EN 196-1 et conforme ISO 679 :2009) est mélangé avec 20 le ciment géopolymérique à base de MK 1000 (312g), de silicate de soude (244g), de soude (65g) et d'eau (106g). La résistance à la compression du mortier à base de métakaolin MK1000 est de l'ordre de 42-43 MPa à 7 jours, et de 49 MPa à 28 jours lorsqu'il est malaxé avec de l'eau déminéralisée. Cette résistance à la compression est similaire pour le 25 même mortier à base de métakaolin MK 1000 lorsque l'eau saumurée (20g/1) est utilisée pour le fabriquer. L'avantage d'un coulis de ciment géopolymérique en tant que solution de traitement comparativement aux polymères types polyacrylamides (EXC1) ou à la solution basique de silicate de soude 30 (EXC2) réside notamment dans la formation d'un revêtement tapissant les 27 pores à consolider qui ait de bonnes propriétés de résistance à l'eau, notamment saumurée. VII- Support, injection du fluide de traitement et injection de gaz (en anglais flushina) 5 Le support pour l'injection d'une solution de traitement est un tube plastique 30 (voir figures 6A et 6B), de diamètre de l'ordre de 10 mm et d'une hauteur h de l'ordre de 30 mm, comprenant un bouchon supérieur 32 et un bouchon inférieur 34, chacun desdits bouchons 32,34 comprenant un canal le traversant et débouchant sur le volume intérieur 10 du tube 30. Le tube 30, comprenant le bouchon inférieur 34, est rempli de sable modèle 36 en une seule fois, le sable 36 est tassé à l'aide du bouchon supérieur 32. Un volume de coulis 38 équivalent à 10 volumes poreux (10 fois le volume poreux du sable modèle 36), soit environ 10 ml, est injecté à l'aide d'une seringue 40 à travers le canal du bouchon 15 supérieur 32 (voir figure 6A). Cette étape d'injection peut être renouvelée si nécessaire. Puis, de l'air comprimé 42 est injecté (flushing) pendant 1 minute à travers le canal du bouchon supérieur 32 en sorte de chasser l'eau contenue dans le coulis injecté. Dans cet exemple précis, la pression maximum de l'air comprimé est de 2 bars. Cette étape peut être 20 renouvelée si nécessaire. Ces étapes d'injection de coulis de ciment géopolymérique et d'air comprimé, puis l'étape de polymérisation du géopolymère, sont effectuées à température ambiante (notamment de l'ordre de 20°C) et à la pression atmosphérique pour les exemples 3 à 10 (EX3 à EX10), et les exemples comparatifs 11 à 13 (EXC11-EXC13). Pour 25 les exemples 1 et 2 ([Xi-2), l'étape de polymérisation est accélérée en soumettant les sables modèles traités à un traitement thermique visant à accélérer la prise en laboratoire et consistant à les soumettre à une température de 70°C en étuve pendant 24h (pression ambiante). Les échantillons de sables traités sont testés après le traitement 30 thermique s'agissant des exemples 1 et 2, et au terme au moins de 10 28 jours afin que la consolidation soit effective (c'est-à-dire que le géopolymère soit polymérisé) pour une polymérisation à pression et températures ambiantes. VIII- Préparation des coulis de ciment géopolymérique 5 Différents exemples de coulis de ciment géopolymérique sont préparés dans les proportions décrites dans le tableau représenté à la figure 8. La solution basique activatrice, comprenant le silicate de soude, la soude et l'eau ajoutée (non comprise dans la solution de silicate de soude), est préparée à l'avance afin qu'elle refroidisse à température 10 ambiante. Puis les particules solides, en particulier le métakaolin, sont introduites dans la solution basique, sous agitation à l'aide d'un barreau aimanté, pendant 30 minutes. L'eau ajoutée est déminéralisée. Le coulis obtenu est prêt à l'emploi. IX- Injectabilité dans le sable modèle 15 1- Exemples comparatifs : EXC1, EXC2 et EXC3, et l'EXC 11- 13 Les solutions de polyacrylamide (EXC1) et de silicate de soude (EXC2, EXC3) sont injectées sans difficulté dans les tubes remplis de sable modèle. Par contre, il n'est pas possible d'injecter les coulis de ciment 20 géopolymérique selon les exemples comparatifs 11 (EXC11) et 12 (EXC12). La diminution de la concentration massique en métakaolin n'améliore pas l'injectabilité (EXC11 étant moins concentrée en métakaolin que EXC12). L'injectabilité d'un coulis de ciment géopolymérique (EXC13) avec un métakaolin (MK 1200S) comprenant des particules plus fines 25 n'améliore pas également l'injectabilité puisque cette dernière reste impossible. 2- Broyage humide Les inventeurs ont alors procédé au broyage humide du métakaolin MK 1200S. Un volume de 200 ml d'eau déminéralisé est mélangé avec 60g 30 de poudre de MK 1200S puis l'ensemble est broyé à l'aide d'un broyeur 29 planétaire, Pulvérisette 7 (en particulier commercialisée par la société Fritsch), les billes ont un diamètre de l'ordre de 0,5 mm. La vitesse de broyage est de l'ordre de 100 tours par minute et la durée de broyage est variable (comprise dans le tableau 3 ci-dessous entre 3h et 8 h). Le 5 mélange est ensuite récupéré puis séché en étuve à 105°C pendant 24h. Les valeurs indiquées au tableau 3 ci-dessous sont issues de la figure 7. Broyage d90 d50 d10 BH60-3h 8,74 3,34 1,14 BH60-4h 7,72 3,16 1,19 BH60-5h 7,01 2,81 1,05 BH60-6h 6,83 2,65 0,98 BH60-8h 5,89 2,57 0,95 15 Tableau 3 Les coulis de ciment géopolymérique selon les exemples EX1 à EX10, dont le métakaolin a été broyé, sont alors tous injectables dans le sable modèle, indifféremment pour des temps de broyage de 3h, 4h, 5h, 6h, 7h ou 8h, et ce pour une masse de métakaolin par rapport à la masse 20 du coulis de ciment géopolymérique supérieure ou égale à 0% et inférieure ou égale à 30%. D'après la porosité étudiée ci-dessus pour le sable siliceux modèle (d50 compris entre 28pm et 34pm) et les d50 des particules de métakaolin mesurées, le jamming ratio est compris entre 8,4 et 13,2. 25 3- Protocole de mesure par granulométrie laser La référence de l'appareil de mesure est : Shimadzu SALD 2300, le logiciel est WING SALD II. 0,1 g de l'échantillon de poudre à tester est mélangé dans 50 ml d'eau pure, puis la poudre est dispersée pendant 3 min aux ultrasons. La poudre en suspension est disposée dans le 30 granulomètre : la cellule de l'appareil (Batch cell) est remplie d'eau pure ; 10 30 l'agitation de la batch cellest au maximum ; ajout goutte à goutte de la suspension de poudre obtenue dans la Batch-cell ; la batch celldoit être remplie entre les deux traits après ajout de la solution. Pour l'acquisition, on utilise les paramètres pour la kaolinite présents dans le logiciel. Puis, 5 on arrête l'ajout de la suspension dans la "Batch-cell' lorsque l'intensité lumineuse est comprise entre 20 et 60 °/0. L'adsorbance est alors comprise entre 0 (et strictement supérieure à 0) et 0,2. Un broyage manuel est éventuellement effectué à sec pendant 1 minute pour désagglomérer la poudre broyée. 10 X- Evaluation de la perméabilité et de la pression à rupture (mbar) des sables modèles traités par les coulis de ciment géopolymérique selon l'invention, la solution de polyacrylamide (EXC1) ainsi que la solution basique de silicate de soude (EXC3) 1- Protocole de mesure de la perméabilité (m2) 15 L'échantillon à tester, à savoir le tube 30 comprenant le sable modèle 36 ayant subi au moins une injection d'un fluide de traitement, dans cet exemple précis une seule injection, puis au moins une injection d'un gaz de traitement neutre, en particulier de l'argon, dans cet exemple précis, une seule injection de gaz, est en liaison fluidique avec un 20 manomètre 50 par l'intermédiaire d'un raccord étanche 52. Les bouchons supérieur 32 et inférieur 34 du tube 30 ont été retirés au préalable. Un gaz 54, dans cet exemple précis de l'air comprimé, est injecté dans l'échantillon. Le débit du gaz et la pression du gaz sont régulés par l'intermédiaire d'un dispositif contrôleur de débit 56 et d'un régulateur de 25 pression couplé 58 couplé au manomètre 50. La mesure de la perméabilité est effectuée d'après la formule de Forchhei mer suivante : (Pi2 - Pô) 1u Q 10,44 Q2 x LP0 KA D p A2 31 dans laquelle Po est la pression atmosphérique (Pa), Pi est la pression en amont (Pa), L est la hauteur de l'échantillon testé (m), p est la viscosité dynamique (Pa.$), K est la perméabilité (m2), Q est le débit volumique ramené à Po (m3.s-1), A est l'aire de la section droite (m2), D 5 est le diamètre moyen des pores (m) et p est la masse volumique du fluide (kg.m-3). Pour déterminer les valeurs D et K de l'équation de Forchheimer, on utilise une masse volumique p du fluide injecté (argon : 1.7 kg/m3), puis on trace la courbe (Pi2-P02)/LP0 en fonction du débit Q, et on récupère les 10 coefficients directeur du polynôme de degré 2 interpolé au sens des moindres carrés grâce à Excel. L'ordonnée à l'origine est fixée à zéro et l'interpolation est de la forme a x + b x2. A partir des coefficients a et b calculés au sens des moindres carrés, on calcule K et D comme : K = /(a*A) et D = 10.44 * p /(b*A2). 15 2- Pourcentage massique de Metakaolin dans les coulis de ciment géopolymérique vs pression de rupture Pour la mesure de la pression de rupture, les bouchons supérieur 32 et inférieur 34 du tube 30 ont été retirés au préalable, puis de l'argon est injecté à pression croissante au niveau de la portion inférieure du tube 20 30 (correspondant à celle recevant le bouchon inférieur 34). On relève la valeur de pression à partir de laquelle le sable consolidé se casse, et se désagrège jusqu'à sortir complètement du tube. Les coulis de ciment géopolymérique selon les exemples EX1 à EX9 ont été injectés dans le sable modèle, puis de l'air comprimé est injecté 25 pour chasser l'eau, tel que cela est décrit au paragraphe VII. Les pressions de rupture (voir figure 10) sont donc mesurées sur les sables modèles consolidés. La figure 10 indique également en abscisse le nombre de jours ou heures après la dernière injection de gaz réalisée et donc au terme duquel/desquelles la mesure de pression de rupture a été effectuée. 30 Les pressions de rupture mesurées sur la figure 10, pour les exemples 1 à 32 9 ([Xi-9), ont été obtenues pour des coulis de ciment géopolymérique dont le métakaolin a subi un broyage humide pendant 8h. On remarque qu'à partir de 7% en masse de métakaolin dans le coulis que la pression de rupture (mbar) est augmentée de 2 par rapport au PAM (EXC1), et 5 même de 3 pour 25% de métakaolin en masse dans le coulis. 3- Pourcentage massique de Metakaolin dans les coulis de ciment géopolymérique vs perméabilité Kgaz (m2) (figure 11) Les perméabilités au gaz (argon) sont mesurées à l'état initial, à bas gradient de pression (100 à 500 mbars) sur les sables consolidés (tel 10 que décrit au paragraphe VII). La figure 11 indique également en abscisse (EX3-EX9) le nombre de jours après la dernière injection de gaz réalisée et donc au terme duquel la mesure de pression de rupture a été effectuée. Les perméabilités ont été mesurées pour des coulis de ciment géopolymérique ([Xi-9), dont le métakaolin a subi un broyage humide 15 pendant 8h. En première approche, on considère que la perméabilité du sable modèle consolidé testé avec la solution basique (EXC3) est équivalente à la perméabilité du sable modèle avant consolidation. On remarque que jusqu'à 15% de métakaolin en masse, la perméabilité du sable modèle 20 testé et consolidé est du même ordre de grandeur que celle de l'EXC3. La perméabilité pour les exemples 8 et 9 pourrait être améliorée, notamment en diminuant encore la taille des particules de métakaolin, notamment le d50 des particules de métakaolin. 4- Pourcentage massique de Metakaolin dans les coulis de ciment 25 géopolymérique vs pression de rupture Les seules différences avec les exemples 5 à 8 testés au point X.3. ci-dessus, sont que : - les sables modèles traités subissent un traitement thermique visant à accélérer la prise en laboratoire et consistant à les soumettre à 30 une température de 70°C en étuve pendant 24h (pression ambiante), puis 33 à les laisser reposer à pression et température ambiantes (20°C) pendant 6 jours ; - le broyage humide du métakaolin est de 6 heures ; - les mesures de pression sont tout d'abord effectuées sur les 5 sables consolidés, puis sur ces mêmes sables consolidés mais ayant subi en outre une injection d'eau douce. On observe sur la figure 12 que les consolidations avec le PAM (EXC1) et la solution basique de silicate de soude (EXC3) sont mauvaises puisque les échantillons de sable sont détruits suite à l'injection d'eau 10 douce (fuite du sable par la partie inférieure du tube et pression de rupture mesurée nulle). On observe également que les coulis de ciment géopolymérique selon l'invention (EX5-8) conservent une pression de rupture équivalente avant et après injection d'eau douce. Par ailleurs, à partir de 15% de 15 métakaolin en masse dans les coulis (EX7), la pression de rupture est multipliée par trois comparativement aux exemples comparatifs EXC1 et EXC3. XI- Mesures des viscosités Exemples a max (Pa) Pré-cisaillement de p mesurée (mPa.$) 1sec (Pa) EXC1 1 0 12,8 EXC3 1 0 2 EX10 5 25 45,5 EX9 5 20 5,8 EX7 5 20 5,9 20 Tableau 4 Protocole de mesure de la viscosité : l'appareil de mesure est un rhéomètre modèle Kinexus, de marque Malvern, avec une géométrie de cône-plan. Pour chaque essai, on fixe la contrainte maximal de montée a 34 et la durée de montée et de la descente, et un pré-cisaillement (20 Pa ou 25 Pa) si nécessaire. La viscosité est déterminée en calculant la pente de la partie linéaire de la courbe à la montée (la courbe correspond aux contraintes de cisaillement (Pa) mesurées en ordonnée en fonction du 5 taux de cisaillement (s-1) en abscisse). Les coulis de ciment géopolymériques les plus facilement injectables sont ceux ayant une viscosité proche de l'eau, REVENDICATIONS1. Coulis de ciment géopolymérique comprenant : a) au moins un composant d'aluminosilicate, ou un mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, et b) une solution alcaline de silicate, caractérisé en ce que le coulis de ciment géopolymérique comprend une proportion massique en eau, par rapport à sa masse totale, supérieure ou égale à 50%, de préférence supérieure ou égale à 60%, 10 encore de préférence supérieure ou égale à 70%. 2. Coulis de ciment géopolymérique selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit au moins un composant d'aluminosilicate, ou ledit mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, est 15 choisi parmi : un métakaolin, un kaolin, une bentonite, des cendres volantes, un laitier de haut fourneau, de la fumée de silice, et leurs mélanges. 3. Coulis de ciment géopolymérique selon l'une ou l'autre des 20 revendications 1 et 2, caractérisé en ce que la solution alcaline de silicate est une solution alcaline de silicate de potassium, de sodium ou de calcium. 4. Coulis de ciment géopolymérique selon l'une quelconque des 25 revendications 1 à 3, caractérisé en ce que le coulis de ciment géopolymérique comprend une proportion massique dudit au moins un composant d'aluminosilicate, ou du mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, par rapport à sa masse totale, supérieure à 0% et inférieure ou égale à 30%, de préférence 30 inférieure ou égale à 20%. 36 5. Coulis de ciment géopolymérique selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le coulis de ciment géopolymérique a une viscosité, mesurée à température ambiante, 5 inférieure ou égale à 25 mPa.s. 6. Coulis de ciment géopolymérique selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que la composition chimique issue du mélange du a) au moins un composant d'aluminosilicate, ou du mélange de plusieurs composants, ledit mélange étant source d'aluminosilicate, avec la solution alcaline de silicate b) a pour formule : 1.A1203; n.Si02 ; r.(M120 ou M20) ; z.H20, dans laquelle 2 1-20 et z25, 1iS16, et MI- est Na ou K et M2 estCa, de préférence z45. 7. Procédé de traitement d'une formation rocheuse, en particulier souterraine, contre des venues de sable lors de la production d'un fluide issu de cette formation rocheuse via un puits foré à travers ladite formation rocheuse caractérisé en ce qu'il comprend au moins une étape d'injection d'un coulis de ciment géopolymérique dans ladite formation rocheuse, en particulier aux abords dudit puits et/ou à travers ledit puits, ledit coulis étant défini selon l'une quelconque des revendications 1 à 6 .