FR 2624132 A1 19890609 FR 8815830 A 19881202 La présente invention a pour objet des fluides de forage utilisés dans le forage de puits souterrains de pétrole et de gaz. En particulier, la présente invention propose un constituant synthétique hydrosoluble qui offre des propriétés de pouvoir lubrifiant et d'inhibition des schistes comparables à celles d'un fluide de forage à base d'huile, sans en présenter les effets néfastes. Un système rotary est le système le plus courant pour le forage d'un puits souterrain. Ce système est basé sur la rotation d'une colonne de tiges de forage au fond de laquelle est fixé un trépan multidenté. Le trépan creuse le sol, provoquant l'accumulation des déblais de forage au fur et à mesure de la poursuite du forage. Il en résulte qu'un fluide de forage doit être utilisé pour transporter ces déblais de forage à la surface afin de les éliminer, permettant ainsi au trépan de poursuivre son fonctionnement et de maintenir en permanence le fond du trou propre et dépourvu de déblais de forage. Bien qu'on puisse observer que des fluides aqueux de forage utilisant de l'eau douce, de la saumure ou de l'eau de mer comme phase liquide principale soient les plus courants dans certains cas de l'industrie de forage, il a été mis au point et commercialisé des fluides de forage utilisant un liquide hydrocarboné comme constituant liquide principal. L'utilisation d'un tel fluide à base d'hydrocarbure ou fluide en émulsion eau-dans-huile est très courante, le fluide de forage étant utilisé dans les puits à températures élevées qui sont forés à de grandes profondeurs. Ces fluides hydrocarbonés sont désignés sous le nom de fluides à base d'huile et présentent habituelle- - ment des caractéristiques d'écoulement de fluide très avantageuses dans leurs plages respectives de températures d'utilisation. En outre, il est reconnu que ces fluides présentent des caractéristiques améliorées de pouvoir lubrifiant, étant destinés à lubrifier le trépan et à empêcher le grippage différentiel des tiges de forage. En outre, certains de ces fluides ont présenté des propriétés extrêmement avantageuses de stabilisation des schistes pour empêcher l'érosion des schistes ou des substances argi- leuses présents dans le puits, qui se ramollissent ou s'hydratent lorsqu'ils sont mis en contact avec une formulation aqueuse fluide. On sait également que ces fluides à base d'hydrocarbures présentent des propriétés excellentes de filtration par incorporation d'un agent de régulation de filtration à la composition pour inhiber la perte de filtrat dans la formation autour du sondage. Bien que ces fluides à base d'hydrocarbures aient été couramment admis dans l'industrie et présentent des avantages considérables, ces fluides présentent également des inconvénients, comprenant des effets de pollution de l'environnement résultant, par exemple, du déversement accidentel du fluide hydrocarboné dans la mer ou l'océan lors de l'utilisation sur des puits en mer. Il existe également une certaine difficulté de préparation aux emplacements situés en mer dans le cas o le transport en barge de quantités considérables de fluides à base d'hydrocarbures est incommode et relativement coûteux. Actuellement, tous les fluides à base d'huile utilisés en mer aux EtatsUnis d'Amérique et les déblais de forage contaminés avec un fluide à base d'huile doivent être gardés dans des réservoirs et retransportés à terre. Cela constitue évidemment une opération coûteuse. La stabilisation des schistes dans une suspension fluide est considérée comme dépendant au moins partiellement de l'inhibition du gonflement et de la dispersion du schiste dans le fluide. Les termes "schistes" et "schiste" désignent des matières telles que la ben- tonite, etc., des argiles indurées et des substances argileuses colloidales du type "gumbo" et des substances apparentées qui présentent la propriété d'un accroissement de volume hydrodynamique lors de leur mise en contact avec des milieux aqueux. Le sédiment géoiogique récent désigné sous le nom de "gumbo", rencontré dans le forage de certains puits souterrains, est particulièrement important. Ce "gumbo" contient un pourcentage élevé de smectite, s'hydrate relativement rapidement dans l'eau, devient mou et déformable et peut gonfler & un volume égal & plusieurs fois son volume initial. Le terme "gonflement" désigne l'accroissement de volume hydrodynamique du schiste. Les termes "inhibent", "inhibition" et l'expression "inhibition du gonflement" désignent-l'aptitude d'un procédé a retarder l'hydratation des schistes, ces derniers restant ainsi intacts et conservant pratiquement leurs dimensions, leurs formes et leurs volumes initiaux, ledit procédé consistant a préparer une suspension fluide inhibitrice et à intro- duire les déblais de forage produits par le trépan dans la suspension fluide de forage, lors de sa circulation à travers le puits et hors de celui-ci. On considère que le gonflement des schistes peut être attribué à au moins deux mécanismes: cristallins et osmotiques. Le gonflement cristallin, connu également sous le nom d'hydratation en surface, résulte de l'adsorp- tion de couches monomoléculaires d'eau sur les surfaces du schiste. Les schistes contiennent habituellement un constituant minéral qui possède une structure stratifiée dilatable qui permet à l'eau d'être adsorbée sur ces surfaces entre les couches, provoquant ainsi un gonflement supplémentaire du schiste. Le gonflement osmotique se produit si la concentration en cations sur les surfaces du schiste est supérieure & celle existant dans le fluide environnant. Cette différence attire la phase aqueuse entre les couches, ce qui entraîne une hydratation des ions et une adsorption d'eau, provoquant un accroissement du volume hydrodynamique. Pour qu'un gonflement se produise par l'un ou l'autre des procédés précités, le schiste doit interagir avec l'eau en prenant ou en partageant les groupes hydroxyle de l'eau. Dans les opérations actuelles de forage, on parvient à l'inhibition des schistes par addition de cations divalents ou d'ions potassium par échange avec des bases ou bien par addition de polymères d'encapsulation et de pontage aux fluides à base d'eau ou bien par l'utilisation de fluides en émulsion eau-dans- huile (fluides à base d'huile). Il a été trouvé un fluide de forage qui provoque une stabilisation avantageuse des schistes et du sondage sans addition de sels et/ou de polymères ou l'utilisation des fluides en émulsion eau-dans-huile. Avec ce fluide, la réactivité des schistes est satisfaite partiellement par un constituant synthétique hydrosoluble portant des groupes hydroxyle, présent dans la phase fluide. L'adsorption préférentielle de ces additifs hydrosolubles satisfait aux exigences de réactivité en surface du schiste sans la formation de liaisons entre les particules et réduit l'adsorption des couches multiples d'eau pouvant provoquer un gonflement. Le fluide renferme les constituants suivants: (1) une phase liquide contenant (a) une phase aqueuse comprenant de l'eau douce, de l'eau de mer, de la saumure, de la saumure artificielle ou leurs mélanges; et (b) un constituant hydrosoluble choisi dans le groupe comprenant des alcools polyhydroxyliques, un glycol, des éthers de glycols, des polypropylène-glycols, des polyéthylène- glycols, des copolymères oxyde d'éthylène-oxyde de propylène ("OE-OP"), des copolymères OE-OP avec une amorce alcoolique et/ou leurs mélanges, le taux dudit constituant hydrosoluble dans la phase liquide totale étant compris dans l'intervalle d'environ 5 % à environ 50 % en volume; (2) un modificateur de viscosité destiné à la mise en suspension des substances solides dans ladite phase aqueuse; et (3) un agent de régulation de filtration. Le fluide renfermant le constituant hydrosoluble présente un coefficient d'onctuosité inférieur à celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas le constituant hydrosoluble, tel que permet de le déterminer le "Procedure for Determination of Lubricity Coefficient (Tentative)" de l'American Petroleum Institute (1980), et le gonflement linéaire sur un schiste du type "gumbo" reconstitué introduit pendant environ 60 minutes dans ledit fluide de forage étant inférieur à celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas de constituant hydrosoluble, comme permet de le mesurer le "Swelling Test", "Rigsite Shale Evaluation Techniques for Control of Shale-related Wellbore Instability Problems", Article N 16054 du SPE/IADC, pages 52-53, (1987). Bien que des additifs synthétiques hydro- solubles particuliers aient été utilisés dans l'industrie du pétrole dans le passé, leur utilisation comme consti- tuant de la phase fluide augmentant les caractéristiques de lubrification et d'inhibition des schistes d'un fluide de forage n'a pas été appréciée par l'homme de l'art. Un exemple classique de cet art antérieur est le brevet des Etats-Unis d'Amérique N' 4 498 994, qui fait connaître l'utilisation de piusieurs alcools polyhydroxyliques ou d'autres matières comme solvant d'un sel, tel qu'une saumure au bromure de calcium, dans un fluide et un procédé de conditionnement dépourvus de matières solides. Des substances chimiques telles que des propylène-glycols sont utilisées comme lubrifiants industriels et fluides hydrauliques dans d'autres industries. La présente invention concerne un fluide de forage comprenant une phase liquide qui confère au fluide des propriétés de pouvoir lubrifiant et d'inhibition de gonflement des schistes similaires aux propriétés avanta- geuses des fluides de forage & base d'huile sans les effets néfastes qui les accompagnent, tels qu'une forte toxicité, etc. La présente invention a pour objet un fluide de forage à base d'eau, renfermant une phase liquide à deux constituants, comprenant: (1) une phase liquide contenant (a) une phase aqueuse comprenant de l'eau douce, de l'eau de mer, de la saumure, de la saumure artificielle ou leurs mélanges; et (b) des alcools hydrosolubles, un glycol, des éthers de glycols, des polypropylène-glycols, des poly- éthyène-glycols, des copolymères oxyde d'éthylène-oxyde de propylène, des copolymères OE-OP à amorce alcoolique et/ou leurs mélanges, le taux dudit constituant hydrosoluble dans la phase liquide totale allant d'environ 5 % à environ 50 % en volume; (2) un modificateur de viscosité pour la mise en suspension des substances solides présentes dans ladite phase aqueuse; et (3) un agent de régulation de filtra- tion. Le fluide renfermant le constituant hydrosoluble présente un coefficient d'onctuosité inférieur à celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas le constituant hydrosoluble, tel que déterminé par le O "Procedure for Determination of Lubricity Coefficient (Tentative)" de l'American Petroleum Institute (1980), le gonflement linéaire d'un schiste du type "gumbo" reconsti- tué introduit pendant environ 60 minutes dans ledit fluide de forage étant inférieur à celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas le constituant hydrosoluble, tel que mesuré par le "Swelling Test", "Rigsite Shale Evaluation Techniques for Control of Shale-related Wellbore Instability Problems", article N' 16054 du SPE/IADC, pages 52-53, (1987). La présente invention concerne un fluide de forage renfermant une phase liquide à deux constituants et un procédé de forage utilisant ce fluide dans lequel les propriétés physiques et avantageuses d'un fluide de forage à base d'hydrocarbures sont obtenues sans les effets néfastes qui lui sont liés, tels qu'une forte toxicité, etc. Le fluide de forage de la présente invention renferme un constituant synthétique hydrosoluble dans la phase liquide. Ledit constituant peut être choisi entre des alcools polyhydroxyliques, des glycols, des éthers de glycols, des polypropylène-glycols, des polyéthylène- glycols, des copolymères OE-OP, des copolymères OE-OP a amorce alcoolique et/ou leurs mélanges, en un pourcentage d'environ 5 % en volume a environ 50 % en volume, sur la base de la phase liquide du fluide de forage. Le fluide de forage à phase liquide modifiée peut renfermer de l'eau douce, de l'eau du robinet ou des saumures. Dans le cas d'eaux contenant des ions de sels mono- et polyvalents, la composition de fluide de forage faisant l'objet de la présente invention ne doit pas être sensible aux sels. La composition de fluide de forage de la présente invention peut contenir des constituants argileux connus formant une phase de substances solides colloïdales, tels que l'attapulgite, la sépiolite, la bentonite ou d'autres compositions d'argiles et de substances minérales. De manière classique, la composition de fluide de forage de la présente invention renferme environ 0,0 % en volume à environ 5,0 % en volume de substances solides en par- ticules, désignées ci-après sous le nom de substances "argileuses". N'importe quel défloculant connu peut être utilisé dans la composition de fluide de forage de la présente invention, tel que des dérivés de lignine, des matières contenant de la lignite, des polymères et copolymères acryliques, etc. Des lignosulfonates de sodium/chrome sont de préférence incorporés. Un tel produit est disponible sous la marque commerciale UNICAIÈ, marque commerciale de, et commercialisée par, Milpark Drilling Fluids de Houston, Texas. De manière classique, cette matière peut être présente dans la composition totale de fluide de forage en une quantité d'environ 1,43 kg/m3 à environ 42,8 kg/m3. Le fluide de forage peut contenir également des agents alourdissants bien connus, tels que la barytine ou l'hématite, en n'importe quelle quantité appréciée allant jusqu'à un poids de boue d'environ 2,2 kg/l. Des substances chimiques destinées à être utilisées comme additifs de régulation de filtration qui sont bien connues de l'homme de l'art peuvent être ajoutées également à la composition de fluide de forage de la présente invention pour diminuer la vitesse de filtration, bien qu'il ait été trouvé que la composition de fluide de forage de la présente invention offre elle-même certains avantages comme matière de régulation de vitesse de filtration sans la présence d'autres additifs destinés à cet effet. Parmi les constituants synthétiques hydro- solubles précités, des résidus de production de tripropylène-glycol sont appréciés, en une quantité d'environ 30 % en volume de la phase liquide de la composition de fluide de forage. Les résidus de production de tripropylène-glycol sont aisément disponibles auprès de nombreux fabricants de substances chimiques. Les composi- tions de ces résidus peuvent varier d'un producteur à l'autre, mais une composition classique de ces résidus est la composition suivante: 5 à 20 % en volume de tri- propylène-glycol, le reste étant formé de polypropylène- glycols supérieurs. Le fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants de la présente invention s'est révélé présenter des caractéristiques de pouvoir lubrifiant excellentes. Afin de déterminer le pouvoir lubrifiant, on a utilisé dans l'essai le "Procedure for Determination of Lubricity Coefficient (Tentative)", un procédé d'essai normalisé publié par l'American Petroleum Institute (1980), de la manière suivante: 1. Etalonnage de l'instrument a. Préparer une courbe d'étalonnage pour la conversion de la lecture de l'ampère- mètre en coefficient d'onctuosité au moyen d'un dynamomètre & frein de Prony et du mode opératoire fourni avec l'instrument. b. Effectuer un réétalonnage si le moteur d'entraînement est modifié ou remplacé. 2. Etalonnage du système de bloc et anneau d'essai a. Laver le système de bloc et anneau d'essai avec de l'eau et un liquide nettoyant domestique. Rincer soigneuse- ment à l'eau. b. Placer l'anneau d'essai sur l'épaulement conique au fond de l'arbre et fixer avec le contre-écrou. c. Placer le bloc d'essai dans le support, la face latérale concave vers l'ex- térieur, et l'aligner avec l'anneau d'essai. d. Remplir le récipient d'échantillon avec de l'eau (approximativement 300 cm3) et le placer de manière que les surfaces d'essai soient recouvertes. e. Fixer un rhéostat en série avec l'instru- ment et mettre en marche le moteur d'entraînement. Ajuster le rhéostat jusqu'à ce que le tachymètre sur l'arbre d'entraînement marque 60 tr/min. f. Appliquer une charge de 16,9 N/m avec le bras de torsion. Maintenir la vitesse à tr/min. g. Noter la lecture effectuée en ampères sur l'instrument de mesure et se reporter au graphique d'étalonnage pour le coeffi- cient d'onctuosité. Effectuer l'essai pendant plusieurs minutes ou bien jusqu'à stabilisation de la lecture. Le coeffi- cient d'onctuosité de l'eau doit être compris dans l'intervalle de 0,33 à 0,36. S'il n'est pas situé dans cet intervalle, les surfaces du système de bloc et anneau doivent être recondition- nées en utilisant l'un des procédés suivants: (1) Maintenir le fonctionnement de l'instrument à une charge constante de 16,9 N/m avec de l'eau en contact avec les surfaces d'essai. La lecture effectuée sur l'ampère-mètre doit approcher lentement l'inter- valle d'essai de 33 à 36, puis rester constante. (2) Faire fonctionner l'instrument en utilisant une suspension d'environ 71,4 kg/m3 de bentonite dans de l'eau douce et une charge de 16,9 N/m. Répéter l'étape (1). (3) Placer une pâte à roder sur les surfaces de contact et faire fonctionner l'instrument à une charge de 16,9 N/m. Répéter l'étape (1). - 3. Détermination du coefficient d'onctuosité d'une boue a. Assembler l'instrument et étalonner le système de bloc et anneau d'essai pour parvenir & un coefficient d'onctuosité de 0,33 à 0,36 pour l'eau. b. Agiter l'échantillon de boue pendant minutes sur un Multimixer avant essai. c. Placer l'échantillon de boue dans le récipient et le disposer de manière à ce qu'il recouvre le système de bloc et anneau. d. Mettre en route le moteur et ajuster le rhéostat pour parvenir à 60 tr/min avec une charge de 16,9 N/m. e. Faire fonctionner l'instrument jusqu'à stabilisation de la lecture effectuée sur l'ampère-mètre. f. Utiliser la courbe d'étalonnage pour convertir la lecture de l'ampère-mètre en coefficient d'onctuosité. L'inhibition de gonflement des schistes peut être mesurée en utilisant le mode opératoire mentionné aux pages 52-53, "Swelling Test" de l'article intitulé "Rigsite Shale Evaluation Techniques for Control of Shalerelated Wellbore Instability Problems" du SPE/IADC (1987). En outre, un pénétromètre peut être utilisé pour déterminer la dureté (ou l'absence de dureté) d'un échantillon de schiste mis en contact avec un fluide. Dans cet essai, la profon- deur à laquelle une aiguille portant une charge connue pénètre dans l'échantillon est mesurée. La profondeur de pénétration diminue avec la diminution de gonflement du schiste et peut être désignée sous le nom de "dureté relative". EXEMPLE 1 Des essais ont été effectués et les résultats ont été évalués afin de déterminer les caractéristiques d'écoulement du fluide, les paramètres de pouvoir lubri- fiant et les propriétés de stabilisation des schistes du fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants de la présente invention. Une composition de base contenant seulement de l'eau douce et 34,3 kg/m3 de bentonite pré-hydratée a été préparée et comparée & trois suspensions contenant 34,3 kg/m3 d'une bentonite pré- hydratée et de l'eau douce qui contenaient, respectivement, , 20 et 40 % en volume de résidus de production de tripropylène-glycol (RTPG) neutralisés. Les propriétés rhéologiques ont été déterminées après un "laminage à chaud" à 66'C pendant 16 heures. Des lectures de viscosité plastique, de point d'écoulement, de gélification initiale et de gélification au bout de 10 minutes ont été effectuées en utilisant les procédés d'essai classiques de l'American Petroleum Institute. On a ajouté à l'un des échantillons (échantillon "C") 0,86 kg/m3 de défloculant à base de lignosulfonate afin de préparer les échantillons pour l'essai. Les résultats de cet essai, sur le tableau I ci- dessous, montrent que la préparation du fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants de la présente invention, contenant un mélange de poly- propylène-glycols, ne possède pas un effet néfaste sur les propriétés rhéologiques, comparativement a un fluide de base similaire. Toutes les mesures indiquées sur le tableau I sont comprises dans des limites acceptables. TABLEAU I Echantillon Ne Composition, kg/m3* Base A B C Bentonite 34,3 34,3 34,3 34, 3 RTPG (neutralisés) 0 99,2 198,6 397,0 (RTPG, % en volume de phase liquide) 0 10 20 40 Défloculant du type lignosulfonate - - - 0,85 pH 8,6 8,4 8,3 8,4 Rhéologie après laminage à chaud à 66'C pendant 16 heures VP, mPa.s 4,5 12 18 17 PE, g/m2 146,4 390,4 732,0 1317,6 Gel I, g/m2 97,6 292, 8 488,0 195,2 Gel 10 min, g/m2 244,0 536,8 878,4 438,2 * équivalent baril API fini. EXEMPLE 2 Des essais ont été effectués et les résultats ont été évalués sur le fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée & deux constituants, contenant de l'eau douce, préparé de la même manière que dans l'exemple 1, afin de déterminer les caractéristiques de pouvoir lubrifiant d'un tel fluide. Un essai de coefficient d'onctuosité a été effectué suivant les normes API précitées. Les résultats de cet essai montrent nettement que le fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants de la présente invention présente des caractéristiques de pouvoir lubrifiant accrues lorsque la concentration en mélange de polypropylène- glycols dans la phase fluide est accrue. Les résultats de cet essai sont indiqués ci-dessous: TABLEAU II concentration en mélange de DolyDropylène-glycols Coefficient d'onctuosité 0 % 0,45 10 % 0,29 % 0,14 -% 0,08 EXEMPLE 3 Des essais ont été effectués et les résultats ont été évalués afin de déterminer les propriétés de stabilisation des schistes du fluide de forage, tel qu'il a été préparé dans l'exemple 1. Un échantillon de "schiste" a été préparé pour simuler des déblais de forage et a été introduit dans le fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants et a été laminé à chaud à 66'C pendant approximativement 3 heures. Puis on a enlevé les échantillons du four de laminage à chaud, on les a laissé refroidir et on a extrait le fluide de forage. La quantité de schiste qui a été retenue sur un tamis à mailles de 0,59 mm a été déterminée en pesant le schiste séché à l'air. Dans cet essai, plus la quantité de schiste qui est retenue sur le tamis est grande, plus la composi- tion de fluide de forage est efficace dans la stabilisation du schiste et la prévention ou la réduction de sa disper- sion. Aux fins de cet essai, des pièces en forme de coins du schiste artificiel ont été coupées dans un disque de ,08 cm de diamètre qui a été formé par compression de fragments de schiste traversant un tamis à mailles de 2,00 mm et retenus par un tamis à mailles de 0,84 mm sous une pression de 53,2 MPa pendant 24 heures. Sur le tableau ci-dessous, le pourcentage retenu sur le tamis à mailles de 0,59 mm après laminage à chaud pendant 3 heures à 66'C est indiqué. Dans cet essai, les résultats indiquent nettement que le fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants de la présente invention provoque une stabilisation satisfaisante des schistes et que ces propriétés de stabilisation des schistes sont accrues avec l'accroissement des quantités de RPTG neutralisés ajoutées dans la préparation du fluide de forage. TABLEAU III % en poids de schiste retenu % (en volume) de RTPG sur le tamis à mailles de 0.59 mm 0 4,3 18,8 10,0 50,4 EXEMPLE 4 Des essais ont été effectués et les résultats ont été évalués afin de déterminer la stabilité thermique des propriétés du fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants de la présente invention. Dans cet essai, le mélange de polypropylène- glycols était constitué de RTPG et a été ajouté à une quantité de 30 % en volume de phase liquide. La phase aqueuse du fluide de forage était constituée à 70 % d'eau du robinet de Houston, Texas. Le fluide de forage contenait également, en une quantité exprimée en kg/m3, les composés suivants: (1) 28,5 kg/m3 de bentonité pré-hydratée, (2) 28,5 kg/m3 d'un additif de régulation de filtration constitué d'un mélange lignine traitée au formal- déhyde/lignite; (3) 1,14 kg/m3 de défloculant du type lignosulfonate; et (4) 285 kg/m3 de barytine (agent alourdissant). Les propriétés d'écoulement ont été déterminées avant et après laminage a chaud du fluide à 149-C pendant 16 heures. Les propriétés rhéologiques ont été mesurées à 49'C. Comme le montre le tableau IV, une telle composition de fluide de forage préparée en labora- toire de la présente invention présentait des propriétés d'écoulement satisfaisantes après vieillissement à une température de 149C. TABLEAU IV Propriétés d'écoulement du fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants Rhéologie Fann 35, 49'C 600 300 200 100 6 3 IG lOG DH VP/PE Initial 100 55 39 24 4 3 4 45 10,2 45/488 Après laminage à chaud à 149'C 84 50 38 25 9 9 9 44 8,0 34/780,8 EXEMPLE 5 L'échantillon obtenu en laboratoire de l'exemple 4 a été utilisé pour démontrer l'efficacité de régulation de filtration du fluide. Les vitesses de filtration ont été déterminées sur le fluide vieilli en utilisant les modes opératoires API de référence, avec une perte résultante de filtrat seulement égale & 5,2 cm3 en 30 minutes. Une vitesse de filtration à haute température et sous haute pression a été mesurée tout en exposant l'échantillon & une température de 149'C et à une pression différentielle de 3,5 MPa. La perte résultante de filtrat d'un tel essai s'est révélé être égale à 15 cm3 en 30 minutes. EXEMPLE 6 L'échantillon de fluide de forage vieilli de l'exemple 4 a été testé en ce qui concerne ses caractéris- tiques de pouvoir lubrifiant et s'est révélé avoir un coefficient d'onctuosité de 0,18, indiquant qu'un fluide de forage alourdi de la présente invention qui contenait également un additif de régulation de filtration et de la barytine présentait encore des caractéristiques excellentes de pouvoir lubrifiant. EXEMPLE 7 Le fluide vieilli de l'exemple 4 a été également testé en ce qui concerne les caractéristiques de stabilisation des schistes. Quatre-vingt-un pour cent (81 %) en poids des particules en forme de coins de schiste préparées et testées de la manière décrite dans l'exemple 3 ont été retenus sur un tamis à mailles de 0,59 mm après laminage à chaud à 66 C pendant 3 heures. Ainsi, ce fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants, alourdi, s'est révélé présenter des pro- priétés satisfaisantes de stabilisation des schistes lorsqu'il a été alourdi avec des agents alourdissants classiques, tels que la barytine. EXEMPLE 8 Des essais ont été effectués et les résultats ont été évalués sur un fluide de forage de la présente invention préparé en laboratoire, renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants, contenant de l'eau de mer comme phase aqueuse. Une substance minérale naturelle servant de modificateur de viscosité, la sépiolite, a été incorporée à un échantillon de fluide de forage en utilisant 30 % en volume de RTPG et 70 % en volume d'eau de mer pour former la phase aqueuse. La sépiolite a été ajoutée en une quantité de 34,3 kg/m3 et les propriétés rhéologiques et les caractéristiques de pouvoir lubrifiant ont été mesurées en utilisant les procédés d'essai décrits dans les exemples précités, indiquant que le fluide de forage ainsi préparé présentait des propriétés satisfai- santes d'écoulement du fluide et conférait un pouvoir lubrifiant au milieu. Les résultats sont présentés sur le tableau ci-dessous: TABLEAU VIII Propriétés de fluides de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants A. Propriétés d'écoulement après laminage à chaud à 66'C, 16 heures Rhéologie Fann 35, température ambiante RTPG 600 300 200 100 6 3 1G 10G pH VP/PE 0 24 21 20 18 12 11 12 18 7,5 878,4 30 23 16 13 10 5 5 6 7 9,1 439,2 B. Coefficient d'onctuosité % RTPG Coefficient d'onctuosité 0 0,46 0,24 EXEMPLE 9 Des essais ont été effectués et les résultats ont été évalués sur un fluide de forage supplémentaire renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants, dont la phase fluide contenait de l'eau de mer. Le fluide de forage était similaire à celui préparé et testé dans l'exemple 8. Dans cet essai, on a préparé un échantillon qui contenait le même rapport de mélange de polypropylène- glycols/eau de mer et sépiolite, que dans l'exemple 8, mais qui différait en ce qui concerne l'addition d'un déflocu- lant du type lignosulfonate, de barytine et d'un additif de régulation de filtration. Dans cet essai, du MIL-PAC LV, qui est un dérivé de cellulose, a été utilisé comme agent de régulation de filtration. La composition, les propriétés d'écoulement, les caractéristiques de pouvoir lubrifiant et les résultats de stabilisation des schistes sont indiqués sur le tableau suivant: TABLEAU 1-X Propriétés d'un fluide forage simulé contenant % de RTPG et 70 % d'eau de mer comme phase liquide Composition, kg/m3 Sépiolite 28,5 MIL-PAC LV 5,7 MIL-REZ 28,5 UNI-CAL 2,85 Barytine 855 Agent alourdissant, kg/l 1,67 A. Propriétés d'écoulement Rhéologie Fann 35, 49'C 600 300 200 100 6 3!G lOG pH VP/PE Initial - 47 26 20 14 9 9 17 36 9,0 21/244 Après laminage & chaud à 149'C, 16 heures 46 24 18 13 7 7 11 19 8,6 22/97,6 Filtrats, cm3 API HTHP (148C, 3,5 MPa) ,2 16,8 B. Coefficient d'onctuosité: 0,09 C. Stabilisation des schistes: % en poids retenu sur un tamis à mailles de 0,59 mm >95 % EXEPL 10 Des essais ont été effectués et les résultats ont été évalués pour déterminer l'aptitude de différents fluides d'essai & inhiber le gonflement d'échantillons de bentonite sodique. Les fluides d'essai utilisés dans les essais de gonflement sont énumérés ci-dessous: ECHANTILLON ADDITIF A, B, C Eau désionisée (témoin à blanc) D Propylène-glycol (100 %) E Tripropylène-glycol (100 %) F Combustible Diesel (100 %) G TPG résiduels (50 %) H, I Glycérol (50 %) J, K Glycérol (25 %) L, M, N Propylène-glycol (50 %) O, P, Q Sorbitol (50 %) R Copolymère OE-OP à amorce alcoolique* (50 %) S Copolymère OE-OP** (50 %) * Poly-tergent S-305 LF - Olin Chemical Corporation ** Polyglycol 15-200 - Dow Chemical Company Dans les essais, lorsque plus d'un échantillon a été préparé et testé (à savoir A, B, C; H, I; J, K; L, M, N; O, P, Q), des calculs de moyenne de gonflement linéaire ont été effectués pour représenter le pourcentage d'accroissement de gonflement, initialement et au cours du temps, comparativement au témoin blanc. Afin de déterminer les caractéristiques de gonflement du fluide, par rapport aux caractéristiques d'inhibition de gonflement d'un hydrocarbure, un combus- tible Diesel, l'échantillon F, a été testé en ce qui concerne ses caractéristiques de gonflement. Pour chaque essai, une pastille a été préparée par compactage d'approximativement 5 g de bentonite sodique ayant une teneur en humidité d'environ 28 à environ 32 % en poids dans une matrice de 1,27 cm de diamètre sous une charge approximativement égale à 1135 kg (87,5 MPa) pendant approximativement 6 minutes. La longueur de chaque pastille a été mesurée avec un micromètre, et chaque pastille a été pesée. La masse volumique des pastilles était comprise dans l'intervalle de 1,78 à 1,82 g/cm3. Puis chaque pastille a été placée dans un sac en matière plastique de 7,62 x 12,7 cm et mise en place dans un appareil de gonflement Digimatic, qui a été utilisé pour déterminer le gonflement d'un échantillon en particules. Trente (30) ml du fluide (ou bien du combustible Diesel ou du témoin à blanc) qui a été testé ont été introduits dans le sac. Le degré de gonflement linéaire a été noté en fonction du temps. Outre l'observation des vitesses de gonflement des échantillons des différents fluides dans ces essais, l'état de la pastille de bentonite a été également mesuré perpendiculairement à la longueur du cylindre de la pastille avec l'aiguille d'un pénétromètre pesant 280 g et ayant une surface de 7,74 x 10-3 cm2. Cette association de poids et de surface a engendré une pression de 3,57 MPa à la surface de la pastille. Cette profondeur de pénétration a donné une mesure de la dureté relative des pastilles. Dans ces essais effectués sur des pastilles de bentonite sodique, une lecture du pénétromètre égale ou supérieure à 12 indiquait que la pastille avait perdu pratiquement la totalité de son intégrité; une lecture du pénétromètre égale ou inférieure à 2 indiquait qu'une très faible hydratation de la bentonite s'était produite pendant le temps de l'essai. Les résultats de cet essai sont indiqués sur le tableau ci-dessous: TABLFAU X Gonflement linéaire de la bentonite sodique dans l'eau désionisée Pourcentage de gonfle- ment linéaire Pourcentage Temps (min) B. C moyen 0,22 0,16 0,22 0,20 0,50 0,46 0,99 0,48 15 0,77 0,76 0,77 0,77 1,41 1,59 1,61 1,54 2,38 2,62 2,89 2,63 3,58 3,37 4,11 3,69 TABLEAU XA Gonflement linéaire et dureté relative de la bentonite sodique dans différents fluides Pourcentage de gonflement linéaire Temps (min) D E F G - 0,13 - 0,19 - 0,02 0 10 - 0,17 - 0,23 - 0,04 - 0,01 - 0,19 - 0,26 - 0,04 - 0,01 - 0,28 - 0,36 - - 0,01 - 0,35 - 0,58 - 0,04 - 0,02 - - - - 0,14 Dureté (mm) - - 1,5 0 TABLEAU XB Gonflement linéaire de la bentonite sodique dans du glycérol à 50 % (en poids/poids) Pourcentaae de gonflement linéaire Pourcentage Temps (min) H I... moyen 0,12 0,06 0,09 0,21 0,16 0,18 15 0,27 0,23 0,25 0,48 0,42 0,45 *0,82 0,69 0,76 1,32 1,23 1,28 TABLEAU 1OC Si. Gonflement linéaire et dureté relative de la bentonite sodique dans du glycérol a 25 % (en poids/poids) Pourcentaqe de gonflement linéaire Pourcentage Temps (min) J K moyen 0,12 0,26 0,19 0,35 0,55 0,45 0,55 0,76 0,66 1,1 1,29 1,20 60 1,94 2,01 1,98 3,02 2,90 2,96 Dureté (mm) 7,9 12,3 TABLEAU XD Gonflement linéaire et dureté relative de la bentonite sodique dans du propylène-glycol à 50 % (en poids/poids) Pourcentage de gonflement linéaire Pourcentage Temps (min) L M N moyen 0,05 0,07 0,05 0,06 0,12 0,17 0,10 0,13 15 0,17 0,24 0,16 0,19 0,33 0,51 0,35 0,40 0,68 1,1 0,78 0,85 1,43 1,95 1,44 1,61 Dureté (mm) 3,5 3,0 2,8 TABLEAU X Gonflement linéaire et dureté relative de la bentonite sodique dans du sorbitol à 50 % (en poids/poids) Pourcentage de gonflement linéaire Pourcentage TemDs (min) 0 P 0 moyen 0,06 0,07 0,05 0,06 0,11 0,13 0,11 0,12 - 0,17 0,19 0,16 0,17 30 0,32 - 0,28 0,30 0,64 - 0,46 0,55 1,1 - 0,83 0,96 h - 3,09 - - Dureté (mm) 3,0 10,0 3,0 TABLEAU XF Gonflement linéaire et dureté relative de la bentonite sodique dans du Poly-tergent S-305 LF & % (en poids/poids) Pourcentaae de gonflement linéaire Temps (min) R 0,22 0,35 0,44 40 0,57 0,65 0,73 0,94 1,12 Dureté (mm) 2,5 TABTLEAU XG Gonflement linéaire et dureté relative de la bentonite sodique dans du polyglycol 15-200 & 50 % (en poids/poids) O Pourcentage de gonflement linéaire TemDs (min) S 0,24 0,32 0,38 0,42 50 0,45 0,48 0,52 0,54 Dureté (mm) inférieure à 0,5 EXEMPLE 1il Les caractéristiques d'inhibition des schistes du fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants de la présente invention (boue A) ont été comparées à celles d'un fluide à base d'huile (boue B). Les compositions des deux fluides sont présentées ci-dessous: kg/m3 Boue A Eau 468,5 (Phase liquide modifiée MILGEIO à deux constituants) (agent gélifiant) 14,25 Résidus de produc- tion de tri- propylène-glycol 468,5 MILBAI (barytine) 256,5 UNI-CALi (agent défloculant) 1,42 Boue B Huile (huile miné- (boue huileuse) rale d'étanchéité de basse viscosité) 421,2 Solution de CaC12 à 30 % 354,8 Barytine 350,5 CARBO-MUt (émulsionnant d'inversion) 5,4 CARBO-GEIO (agent gélifiant) 11,4 Les caractéristiques d'écoulement à 49'C de ces deux fluides après laminage à chaud à 66C pendant 16 heures sont présentées sur le tableau XIA. TABLEAU XA Boue A Boue B VP, mPa.s 13 15 PE, g/m2 439,2 341,6 Gel I, g/m2 439,2 341, 6 Gel 10 min, g/m2 732,0 439,2 Le pourcentage de gonflement linéaire d'une pastille de bentonite sodique mise en contact avec le fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants et le fluide de forage à base d'huile est présenté sur le tableau XIB. Le mode opératoire utilisé pour mesurer le gonflement linéaire est décrit aux pages 52-53, "Swelling Test" de l'article intitulé "Rigsite Shale Evaluation Techniques for control of Shale-related Wellbore Instability Problems", article N 16054 du SPE/IADC (1987). TABLEAU XIB Pourcentage de gonflement linéaire en minutes Boue A -0,44 (phase liquide modifiée à deux constituants) Boue B -0,23 (à base d'huile) - Comme le montrent les résultats, les deux fluides ont provoqué la contraction (diminution de longueur) de la pastille de bentonite sodique, indiquant que l'humidité a été éliminée de la pastille. Dans ce cas, une déshydratation des deux pastilles s'est produite, qui est caractéristique des fluides à base d'huile dont l'activité osmotique est ajustée par la concentration de chlorure de calcium dans la phase aqueuse interne. La dureté relative des pastilles de bentonite sodique à la fin de l'essai de gonflement linéaire a été déterminée en utilisant le pénétromètre pour mesurer la profondeur de pénétration d'une aiguille dans la pastille. Les résultats sont présentés sur le tableau XIC ci- dessous: TABLEAU XIC Profondeur de pénétration, mm Boue A 0 (Phase liquide modifiée & deux constituants) Boue B 0,5 (A base d'huile) Ces résultats montrent que le fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants préserve l'intégrité de la pastille de bentonite sodique, tout comme le fluide à base d'huile. La comparaison montre que le fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants est capable de stabiliser le schiste d'une manière similaire a celle d'un fluide à base d'huile. EXEMPLE 12 Dans un autre exemple, deux boues à base d'eau préparées en laboratoire, classiques dans l'état actuel de la pratique, ont été comparées au fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants de la présente invention. Les compositions des trois fluides d'essai sont présentées ci-dessous: kçg/m-3 Boue A Eau 936,8 (Lignosuflonate) MILGEI 64,9 (agent gélifiant) UNI-CAL0 (agent défloculant) 7,1 MIL-BAI 256,5 (agent alourdissant à base de barytine) NaOH pH à 9,5 Boue B Eau 936,8 (Polymère PHPA) NEW-DRILL HP 2,85 MILGELO 28,5 NEW-THIN 0,57 (agent défloculant) MIL-BAR 256,5 NaOH pH à 9,5 Boue C Eau 655,8 (Phase liquide à MILGEL 24,2 deux constituants) Résidu de production de tripropylène- glycol 281,0 MIL-BAR 256,5 UNI-CAL@ 2,14 Polymère XC 0,8 (polymère synthétique limitant le cisaillement, provenant de Xanthomonas campestris) Les propriétés d'écoulement de ces fluides après laminage à chaud & 66'C pendant 16 heures sont les suivantes: TABLEAU XIIA Propriétés d'écoulement Rhéologie Fann 35, 49'C 600 300 200 100 6 3 1G 10G pH VP/PE Boue A 56 32 22 13 3 2,5 3 4 9,4 24/390,4 Boue B 24 16 12 9 5 5 8 21 9,4 8/380,4 Boue C 40 23 16 10 3 2,5 4 9 11,3 17/292,8 Le pourcentage de gonflement linéaire d'un échantillon de schiste du type "gumbo" reconstitué, déterminé par le mode opératoire décrit aux pages 52- 53, "Swelling Test" de l'article intitulé "Rigsite Shale Evaluation Techniques for Control of Shale-related Wellbore Instability Problems", article NI 16054 du SPE/IADC (1987) pour les trois fluides de forage est le suivant: TABLEAU XIIB Pourcentage de gonflement linéaire en 60 minutes Boue A 5,0 (moyenne) Boue B 5,1 (moyenne) Boue C 3,8 (moyenne) En utilisant le pénétromètre, la dureté (ou l'absence de dureté) des échantillons d'essai après l'essai de gonflement a été déterminée. L'épaisseur de pénétration de l'aiguille dans l'échantillon constitue une indication du degré de dureté ou de mollesse de l'échantillon une fois l'essai terminé. Plus la valeur est basse, plus le fluide d'essai est inhibiteur. Dans cet exemple, la composition renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants de la présente invention était notablement plus inhibi- trice. TABLEAU XIIC Dureté relative Profondeur de pénétration, mm Boue A 6,0 Boue B 6,0 Boue C 1,0 Le coefficient d'onctuosité des trois boues a été déterminé par le procédé décrit précédemment et est présenté sur le tableau XIID cidessous: TABLEAU XIID Coefficient d'onctuosité Boue A 0,33 Boue B 0,31 Boue C 0,20 Les résultats de cet exemple montrent qu'un fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée à deux constituants (boue C) présente des propriétés d'écoulement similaires à celles d'un fluide de forage à base de lignosulfonate et d'un fluide de forage à base de polymère et est supérieur & un fluide d'inhibition des schistes, et présente un pouvoir lubrifiant amélioré. EXEMPLE 13 La CL501 à 96 heures pour Mysidopsis almyna d'un fluide de forage à base d'huile 80:20 dans lequel une huile minérale d'étanchéité, Mentor-28, (Exxon Company) a été utilisée comme phase huileuse s'est révélé être égale à 50 000 millionièmes (5 %) dans la phase de particules en suspension. La CL50 à 96 heures pour Mysidopsis bahia sur une boue de lignosulfonate préparée en laboratoire (boue générale N 7) contenant 30 % de résidus de production de tripropylène-giycol était égale à 160 000 millionièmes (16 %) dans la phase de particules en suspension, montrant que le fluide de la présente invention est moins toxique vis-à-vis des Mysidacés qu'un fluide à base d'huile. 1En suivant le mode opératoire décrit par Duke, T.W. Parrish, P.R., Montgomery, R.M. Macauley, S.D., Macauley, J.M. et Caipe, G.M., "Acute Toxicity of Eight Laboratory Prepared Generic Drilling Fluids to Mysids (Mysidaysis Bahia)" 1984, EPA-600/3-84-067. Il va de soi que la présente invention n'a été décrite qu'à titre explicatif, mais nullement limitatif, et que de nombreuses modifications peuvent y être apportées sans sortir de son cadre. REVENDICATIONS 1. Fluide non polluant de forage de puits souterrains, renfermant une phase liquide modifiée, caractérisé en -ce qu'il comprend: (1) une phase liquide contenant: (a) une phase aqueuse comprenant de l'eau douce, de l'eau de mer, de la saumure, une saumure artificielle ou leurs mélanges; et (b) un constituant hydrosoluble choisi dans le groupe comprenant des alcools polyhydroxyliques, un glycol, des éthers de glycols, des polypropylene-glycols, des polyéthylène-glycols, des copolymères oxyde d'éthylène-oxyde de propylène, des copolymères OE-OP & amorce alcoolique et/ou leurs mélanges, le rapport dudit constituant hydrosoluble à la phase liquide totale étant compris dans l'intervalle d'environ 5 % à environ 50 % en volume; (2) un modificateur de viscosité pour la mise en suspension des substances solides dans ladite phase liquide; et (3) un agent de régulation de filtration, ledit fluide de forage ayant un coefficient d'onctuosité inférieur à celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas le constituant hydrosoluble, tel que déterminé par le "Procedure for Determination of Lubricity Coefficient (Tentative)" de l'American Petroleum Institue (1980), le gonflement linéaire d'un schiste du type "gumbo" reconstitué introduit pendant environ 60 minutes dans ledit fluide de forage étant inférieur à celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas le constituant hydrosoluble, tel que mesuré par le "Swelling Test", "Rigsite Shale Evaluation Techniques for Control of Shale-Related Wellbore Instability Problems", article N' 16054 du SPE/IADC, pages 52-53 (1987). 2. Fluide de forage suivant la revendication 1, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble comprend des résidus de production de tripropylène-glycol renfermant environ 5 % à environ 20 % en volume de tripropylène-glycol et environ 95 % a environ 80 % en volume de polypropylène- glycols supérieurs. 3. Fluide de forage suivant la revendication 1, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble est présent en une quantité d'environ 5 % en volume à environ 50 % en volume, sur la base de la phase liquide du fluide de forage. 4. Fluide non polluant de forage de puits souterrains renfermant une phase liquide modifiée, caractérisé en ce qu'il comprend: (1) une phase liquide contenant: (a) une phase aqueuse comprenant de l'eau douce, de l'eau de mer, de la saumure, une saumure artificielle ou leurs mélanges; et (b) un constituant hydrosoluble choisi dans le groupe comprenant des alcools polyhydroxyliques, un glycol, des éthers de glycols, des polypropylène-glycols, des polyéthylène-glycols, des copolymères oxyde d'éthylène-oxyde de propylène, des copolymères OE-OP à amorce alcoolique et/ou leurs mélanges, le rapport dudit constituant hydrosoluble à la phase liquide totale étant compris dans l'intervalle d'environ 5 % à environ 50 % en volume; (2) un modificateur de viscosité pour la mise en suspension des substances solides dans ladite phase liquide; et (3) un agent de régulation de filtration. 5. Fluide de forage suivant la revendication 2, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble comprend des résidus de production de tripropylène-glycol renfermant environ 5 % à environ 20 % en volume de tripropylène-glycol et environ 95 % à environ 80 % en volume de polypropylène- glycols supérieurs. 6. Fluide de forage suivant la revendication 4, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble est présent en une quantité d'environ 5 % en volume à environ % en volume, sur la base de la phase liquide du fluide de forage. 7. Dans un puits souterrain dans lequel est inséré un conduit métallique à l'extrémité duquel est fixé un trépan, procédé de lubrification de l'extérieur dudit conduit et dudit trépan pour réduire le grippage diffé- rentiel, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes consistant: (1) à faire circuler dans ledit puits un fluide non polluant de forage renfermant une phase liquide modifiée, comprenant: (a) une phase aqueuse comprenant de l'eau douce, de l'eau de mer, de la saumure, une saumure artificielle ou leurs mélanges; et (b) un constituant hydrosoluble choisi dans le groupe comprenant des alcools polyhydroxyliques, un glycol, des éthers de glycols, des polypropylène-glycols, des polyêthylène-glycols, des copolymères oxyde d'éthylène-oxyde de propylène, des copolymères OEOP à amorce alcoolique et/ou leurs mélanges, le rapport dudit constituant hydrosoluble à la phase liquide totale étant compris dans l'intervalle d'environ % à environ 50 % en volume; (2) un modificateur de viscosité pour la mise en suspension des substances solides dans ladite phase liquide; et (3) un agent de régulation de filtration, ledit fluide de forage ayant un coefficient d'onctuosité inférieur à celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas le constituant hydrosoluble, tel que déterminé par le "Procedure for Determination of Lubricity Coefficient (Tentative)" de l'American Petroleum Institute (1980), le gonflement linéaire d'un échantillon de schiste du type "gumbo" reconstitué introduit pendant environ 60 minutes dans ledit fluide de forage étant inférieur à celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas le constituant hydrosoluble, tel que mesuré par le "Swelling Test", "Rigsite Shale Evaluation Techni- ques for Control of Shale-Related Wellbore Instability Problems", article N 16054 du SPE/IADC, pages 52-53 (1987), (2) à mettre en contact l'extérieur dudit conduit et dudit trépan avec une quantité lubrifiante efficace dudit fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée. 8. Fluide de forage suivant la revendication 7, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble comprend des résidus de production de tripropylène-glycol renfermant environ 5 % à environ 20 % en volume de tripropylène-glycol et environ 95 % à environ 80 % en volume de polypropylène- glycols supérieurs. 9. Fluide de forage suivant la revendication 7, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble est présent en une quantité d'environ 5 % en volume à environ % en volume, sur la base de la phase liquide du fluide de forage. 10. Dans un puits souterrain dans lequel est inséré un conduit métallique à l'extrémité duquel est fixé un trépan, procédé de lubrification de l'extérieur dudit conduit et dudit trépan pour réduire le grippage différen- tiel, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes consis- tant: (1) à faire circuler dans ledit puits un fluide non polluant de forage renfermant une phase liquide modifiée, comprenant: (a) une phase aqueuse comprenant de l'eau douce, de l'eau de mer, de la saumure, une saumure artificielle ou leurs mélanges; et (b) un constituant hydrosoluble choisi dans le groupe comprenant des alcools polyhydroxyliques, un glycol, des éthers de glycols, des polypropylène- glycols, des polyéthylène-glycols, des copolymères oxyde d'éthylène-oxyde de propylène, des copolymères OE-OP à amorce alcoolique et/ou leurs mélanges, le rapport dudit constituant hydrosoluble & la phase liquide totale étant compris dans l'intervalle d'environ % à environ 50 % en volume; (2) un modificateur de viscosité destiné à la mise en suspension des substances solides dans ladite phase liquide; et (3) un agent de régulation de filtration; et (2) à mettre en contact l'extérieur dudit conduit et dudit trépan avec une quantité lubrifiante efficace dudit fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée. 11. Fluide de forage suivant la revendication , caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble comprend des résidus de production de tripropylène-glycol renfermant environ 5 % à environ 20 % en volume de tripropylène-glycol et environ 95 % à environ 80 % en volume de polypropylène-glycols supérieurs. 12. Fluide de forage suivant la revendication , caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble est présent en une quantité d'environ 5 % en volume à environ % en volume, sur la base de la phase liquide du fluide de forage. 13. Procédé pour inhiber le gonflement d'un schiste dans un fluide de forage renfermant une phase liquide modifiée non polluante, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes consistant: (1) à préparer un fluide non polluant de forage renfermant une phase liquide modifiée, comprenant: (a) une phase aqueuse comprenant de l'eau douce, de l'eau de mer, de la saumure, une saumure artificielle ou leurs mélanges; et (b) un constituant hydrosoluble choisi dans le groupe comprenant des alcools polyhydroxyliques, un glycol, des éthers de glycols, des polypropylène-glycols, des poly- éthylène-glycols, des copolymères oxyde d'éthylène-oxyde de propylène, des copolymères OE-OP à amorce alcoolique et/ou leurs mélanges, le rapport dudit constituant hydrosoluble à la phase liquide totale étant compris dans l'intervalle d'environ 5 % à environ 50 % en volume; (2) un modifica- teur de viscosité pour la mise en suspension des substances solides dans ladite phase liquide; et (3) un agent de régulation de filtration, ledit fluide de forage ayant un coefficient d'onctuosité inférieur à celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas le constituant hydrosoluble, tel que déterminé par le "Procedure for Determination of Lubricity Coefficient (Tentative)" de l'American Petroleum Institute (1980), le gonflement linéaire d'un schiste du type "gumbo" reconstitué introduit pendant environ 60 minutes dans ledit fluide de forage étant inférieur & celui d'un fluide pratiquement identique ne renfermant pas le constituant hydrosoluble, tel que mesuré par le "Swelling Test", "Rigsite Shale Evaluation Techniques for Control of Shale-Related Wellbore Insta- bility Problems", article N' 16054 du SPE/IADC, pages 52-53 (1987), (2) à faire circuler ledit fluide de forage dans, a travers et hors, dudit puits souterrain, ledit fluide forage entrant ainsi en contact avec la matière en particules de la formation et avec le trou dudit puits. 14. Fluide de forage suivant la revendication 13, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble comprend des résidus de production de tripropylène-glycol renfermant environ 5 % & environ 20 % en volume de tripropylène-glycol et environ 95 % à environ 80 % en volume de polypropylène-glycols supérieurs. 15. Fluide de forage suivant la revendication 13, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble est présent en une quantité d'environ 5 % en volume & environ % en volume, sur la base de la phase liquide du fluide de forage. 16. Procédé pour inhiber le gonflement d'un schiste dans un fluide de forage formant une phase liquide modifiée non polluante, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes consistant: (1) à préparer un fluide de forage non polluant renfermant une phase liquide modifiée, comprenant: (a) une phase aqueuse comprenant de l'eau douce, de l'eau de mer, de la saumure, une saumure artificielle ou leurs mélanges; et (b) un constituant hydrosoluble choisi dans le groupe comprenant des alcools polyhydroxyliques, un glycol, des éthers de glycols, des polypropylèneglycols, des poly- éthylène-glycols, des copolymères oxyde d'éthylèneoxyde de propylène, des copolymères OE-OP à amorce alcoolique et/ou leurs mélanges, le rapport dudit constituant hydrosoluble à la phase liquide totale étant compris dans l'intervalle d'environ 5 % & environ 50 % en volume; (2) un modifica- teur de viscosité pour la mise en suspension des substances solides dans ladite phase liquide; et (3) un agent de régulation de filtration; et (2) à faire circuler ledid fluide de forage dans, à travers et hors, dudit puits souterrain, ledit fluide de forage entrant ainsi en contact avec la matière en particules de la formation et avec le trou dudit puits. 17. Fluide de forage suivant la revendication 16, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble comprend des résidus de production de tripropylène-glycol renfermant environ 5 % à environ 20 % en volume de tripropylène-glycol et environ 95 % à environ 80 % en volume de polypropylène-glycols supérieurs. 18. Fluide de forage suivant la revendication 16, caractérisé en ce que le constituant hydrosoluble est présent en une quantité d'environ 5 % en volume à environ % en volume, sur la base de la phase liquide du fluide de forage.