Procédé pour déterminer au moins une viscosité apparente d’une mousse à injecter dans une formation souterraine en vue de récupérer au moins une phase organique présente dans ladite formation souterraine, ladite formation souterraine comportant un réseau de fractures et au moins un puits, ladite mousse étant formée par une phase gazeuse dispersée dans une solution comprenant un tensio-actif, au moyen d’une représentation double milieu de ladite formation comportant ledit réseau de fractures, ladite représentation double milieu comprenant un milieu matriciel représentatif d’une matrice non fracturée de ladite formation, un milieu fractures représentatif desdites fractures de ladite formation orientées, lesdites fractures dudit milieu fractures étant orientées selon des directions orthogonales entre elles, caractérisé en ce qu’on réalise au moins les étapes suivantes pour au moins ledit puits : A) on détermine un premier seuil d’une viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant d’éviter une fracturation de ladite formation lors de ladite récupération par injection de ladite mousse dans ledit puits, B) on détermine un deuxième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de la mousse permettant à la fois de maximiser un gradient de pression dans ledit milieu fractures et de limiter la pénétration de ladite phase gazeuse de ladite mousse dans ledit milieu matriciel, C) on détermine un troisième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant de maximiser un rapport entre ladite viscosité apparente et une tension interfaciale entre ladite solution comprenant ledit tensio-actif et ladite phase organique à récupérer, ladite tension interfaciale étant prédéterminée de manière à minimiser une saturation en huile résiduelle dans ledit milieu matriciel et à garantir une stabilité de ladite mousse, et en ce qu’on détermine ladite au moins une valeur de ladite viscosité apparente de ladite mousse à injecter dans ledit au moins un puits en choisissant une valeur comprise entre ledit troisième seuil et un minimum pris entre lesdits premier et deuxième seuils. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on détermine ledit premier seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression d’une pression de fond de puits en fonction de ladite viscosité apparente de ladite mousse et à partir d’une pression de fracturation du milieu matriciel Procédé selon la revendication 2, dans lequel on détermine ledit premier seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une formule du type : où Q bh est un débit d’injection dudit puits, H est une épaisseur de ladite formation, e c est un exposant d’une loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, r w est un rayon dudit puits, k f est une perméabilité dudit milieu fractures, P res est une pression au sein de ladite formation, P frac est ladite pression de fracturation dudit milieu matriciel, R d est un rayon de drainage dudit puits. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel on détermine ledit deuxième seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression d’un gradient de pression dans ledit milieu fractures en fonction de ladite viscosité apparente de ladite mousse, et d’une pression de seuil de pénétration de ladite phase gazeuse au sein dudit milieu matriciel. Procédé selon la revendication 4, dans lequel on détermine ledit deuxième seuil de ladite viscosité apparente selon une formule du type : où GT est un rapport entre ladite pression de seuil de pénétration de ladite phase gazeuse dans ledit milieu matriciel et une dimension caractéristique des blocs matriciels, H est ladite épaisseur de ladite formation, k f est ladite perméabilité dudit milieu fractures, R d est ledit rayon de drainage dudit puits, e c est ledit exposant de ladite loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, Q bh est ledit débit d’injection dudit puits, est une valeur minimale prédéfinie d’une fraction volumique dudit milieu matriciel balayée par ladite solution comprenant ledit tensio-actif, de préférence valant au moins 95%. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel on détermine ledit troisième seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression de ladite viscosité apparente de ladite mousse en fonction de ladite tension interfaciale entre ladite solution comprenant ledit tensio-actif et ladite phase organique et d’une valeur minimale d’un nombre capillaire permettant de minimiser la phase organique résiduelle après une injection d’eau. Procédé selon la revendication 6, dans lequel on détermine ledit troisième seuil de ladite viscosité apparente selon une formule du type : où est ladite valeur minimale du nombre capillaire permettant de minimiser la phase organique résiduelle après une injection d’eau, k f et k m sont des perméabilités respectives dudit milieu fractures et dudit milieu matriciel, k rwmax est une perméabilité relative à l’eau en présence d’une phase organique résiduelle, H est ladite épaisseur de ladite formation, Q bh est ledit débit d’injection dudit puits, R d est ledit rayon de drainage dudit puits, est un rayon moyen de l’aire drainée, e c est ledit exposant de ladite loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, IFT so est une valeur de ladite tension interfaciale entre ladite phase aqueuse et ladite phase organique supérieure à une valeur minimale garantissant une stabilité de ladite mousse et inférieure à une valeur maximale en-dessous de laquelle la saturation en huile résiduelle est diminuée dans ledit milieu matriciel. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel on détermine ladite représentation en double milieu à partir au moins de mesures de propriétés relatives à ladite formation ou à une formation analogue géologiquement à ladite formation, à partir desquelles on définit au moins des paramètres statistiques relatifs audit réseau de fractures. Procédé pour récupérer au moins ladite phase organique présente dans une formation souterraine comprenant un réseau de fractures et un puits, dans lequel on applique le procédé pour déterminer au moins une viscosité apparente d’une mousse selon l’une des revendications précédentes pour au moins ledit puits, et dans lequel on injecte dans ladite formation, au moins au niveau dudit puits, une mousse ayant ladite viscosité apparente déterminée. Procédé pour récupérer au moins ladite phase organique selon la revendication 9, dans lequel, préalablement à l’injection de ladite mousse, on détermine un schéma d’exploitation de la phase organique présente dans la formation, on fore au moins un puits injecteur et/ou producteur issu dudit schéma d’exploitation et on installe des infrastructures de production.