Способ бурения и скважинный флюид

Раскрыт способ бурения, который включает закачку скважинного флюида в скважину через толщу пород, где скважинный флюид содержит базовый флюид и поверхностно-активный агент,способный изменять смачиваемость мелкодисперсных частиц, находящихся в толще породы,позволяющий осуществлять фильтрацию по крайней мере части скважинного флюида в толщу породы. Уровень техники изобретения Область техники, к которой относится изобретение Варианты осуществления, раскрытые в данном описании, в основном относятся к флюидам, используемым для снижения миграции к скважине естественных мелкодисперсных частиц в пласте месторождения и последующей закупорки пор. В частности, варианты осуществления, раскрытые в данном описании, относятся к содержащимся в скважинном флюиде агентам, ингибирующим миграцию мелкодисперсных каолинитовых частиц, и способам их применения при эксплуатации скважины. Уровень техники Углеводородные флюиды, такие как нефть и природный газ, и другие важные пластовые флюиды добываются из подземных геологических образований, то есть из пласта, посредством бурения скважины, которая проникает внутрь зоны пласта, содержащей требуемый флюид. Желательно обеспечить максимальную скорость добычи и общее количество углеводородного потока из пласта месторождения на поверхность. Одним из факторов, влияющих на скорость проникновения, является проницаемость пласта месторождения. Проницаемость пласта зависит от типа породы, размера пор и внутренних капилляров пласта месторождения. Любого рода ограничения в капиллярных каналах или блокирование пор будет вызывать снижение проницаемости пласта месторождения и, таким образом, будет снижаться скорость добычи углеводородов. Блокирование пор может происходить из-за миграции естественных мелкодисперсных частиц через пласт месторождения. Главным образом, миграции естественных мелкодисперсных частиц происходят из-за движения через пласт месторождения как флюида, так и углеводородов. Наиболее вероятно, что естественные мелкодисперсные частицы мигрируют за счет течения фазы, которая их смачивает. Тогда как некоторые мелкодисперсные частицы являются смачиваемыми водой и, следовательно, мигрируют в присутствии подвижной водной фазы, другие являются смачиваемыми нефтью и передвигаются с потоком углеводородов. Такая миграция мелкодисперсных частиц часто приводит к образованию повреждений из-за закупорки пор мелкодисперсными частицами, блокируя пути движения флюидов и понижая продуктивность скважины. Повреждение пласта месторождения может быть следствием нескольких различных факторов,включая механизмы, обусловленные природой пластового резервуара и добычей из данного пласта. Наиболее сложными для предотвращения механизмами являются те, которые вызваны комбинацией двух механизмов. Данные механизмы могут рассматриваться как "естественные" и влияют на производительность независимо от наличия буровых растворов и растворов для заканчивания скважин. Ранняя обработка естественных повреждений пласта месторождения является крайне необходимой, так как ремонт посредством нагнетания в пласт растворов химических реагентов после добычи является чрезвычайно дорогостоящим. Например, естественное повреждение пласта месторождения происходит из-за органического или неорганического осадка, образующегося в результате снижения давления вблизи области скважины, или за счет миграции естественных мелкодисперсных частиц к скважине и последующей закупорки пор, и блокирования путей движения флюидов. В частности, миграция мелкодисперсных каолинитовых частиц снижает производительность, вызывая рядом со скважиной закупорку пор суспендированными частицами в скважинном флюиде. Как правило, каолинит характеризуется как гидратированная алюмосиликатная глина с протяженной слоистой структурой, которая может быть рассмотрена, как имеющая две составляющие, слой тетраэдрического SiO4 и слой октаэдрического ОН-. Значительным развитием в исследовании воздействия на миграцию каолинита в пластах месторождения явилось понимание того, что течение нефти вызывает наиболее значительную миграцию каолинита из-за смешения мелкодисперсных каолинитовых частиц,смоченных нефтью. Каолинит обладает значительно большей площадью поверхности в сравнении с его объемом и, таким образом, легко мигрирует через сеть пор за счет течения смачивающей его фазы. Более того, мелкодисперсные частицы склонны удерживаться в смачивающей их фазе. Это объясняет, почему наблюдается миграция каолинитовой глины к потоку нефти. Каолинит обладает особенным распределением смачиваемости из-за наличия двух смачиваемых сред на поверхности минерала, что осложняет предотвращение миграции. Так как во время добычи в областях вблизи скважины наблюдаются более высокие скорости течения, данная область наиболее чувствительна к скорости, индуцированной повреждением пласта за счет каолинита. Предыдущие попытки и известные способы решения проблемы миграции мелкодисперсных частиц включали способы устранения дефектов, такие как обратная закачка нефти в пласт месторождения, а также обработка пласта растворами кислот, которые способны растворять частицы. Однако данные попытки являются способами устранения дефектов и, следовательно, приводят к неэффективной добыче из скважины и требуют излишних затрат на издержки вследствие простоя. Таким образом, существует необходимость профилактической обработки, которая эффективно минимизирует повреждение пласта месторождения из-за миграции мелкодисперсных частиц без затрат на издержки вследствие простоя, связанных с традиционными способами обработки для устранения дефектов. Сущность изобретения Способ бурения, включающий закачку скважинного флюида в скважину через толщу пород, где скважинный флюид содержит буровой раствор и поверхностно-активный агент, способный изменять смачиваемость мелкодисперсных частиц, находящихся в толще породы, и позволяющий осуществлять фильтрацию по крайней мере части скважинного флюида в толщу породы. Способ бурения, включающий закачку скважинного флюида в скважину через толщу пород, где скважинный флюид содержит буровой раствор и фиксирующий агент, способный фиксировать мелкодисперсные частицы, находящиеся в толще породы, и позволяющий осуществлять фильтрацию по крайней мере части скважинного флюида в толщу породы. Способ бурения, включающий закачку скважинного флюида в скважину через толщу пород, где скважинный флюид содержит буровой раствор, поверхностно-активный агент, способный изменять смачиваемость мелкодисперсных частиц, и фиксирующий агент, способный фиксировать мелкодисперсные частицы, находящиеся в толще породы, и позволяющий осуществлять фильтрацию по крайней мере части скважинного флюида в толщу породы. Скважинный флюид, содержащий буровой раствор, поверхностно-активный агент, способный изменять смачиваемость мелкодисперсных частиц, находящихся в толще породы, и фиксирующий агент,способный фиксировать мелкодисперсные частицы, находящиеся в толще породы. Подробное описание изобретения В одном аспекте раскрытые здесь варианты осуществления относятся к скважинным флюидам,предназначенным для минимизации миграции естественных мелкодисперсных частиц и способам их применения. В частности, раскрытые здесь варианты осуществления относятся к бурению с использованием скважинного флюида, содержащего буровой раствор, фиксирующий агент, способный фиксировать мелкодисперсные частицы, находящиеся в толще породы, и/или поверхностно-активный агент, способный изменять смачиваемость мелкодисперсных частиц, находящихся в толще породы; и позволяющего осуществлять фильтрацию некоторому количеству скважинного флюида в толщу породы. Как указано выше, повреждение пласта месторождения за счет миграции мелкодисперсных частиц происходит из-за комбинации естественных причин в пластовом резервуаре (т.е. присутствия мелкодисперсных частиц) и из-за добычи из пластового резервуара (т.е. потока флюида, несущего мелкодисперсные частицы). В частности считается, что механизм миграции мелкодисперсных каолинитовых частиц происходит за счет смешения мелкодисперсных частиц, смоченных нефтью, так, что частицы мигрируют с потоком углеводородов, с последующей закупоркой пор и снижением производительности добычи нефти. Как правило, каолинит характеризуется как гидратированная алюмосиликатная глина с протяженной слоистой структурой, которая может быть рассмотрена, как имеющая две составляющие. Слой тетраэдрического SiO4 и слой октаэдрического ОН- образуют псевдогексагональные слои, дающие совокупность листов и отверстий (флоккулированный карточный дом). Химический состав каолинита подвержен небольшим изменениям и в основном обладает низким коэффициентом ионообмена по сравнению с другими глинами. За счет структуры каолинита асфальтены и другие углеводородные вещества будут адсорбироваться на его поверхности, покрывая смачиваемые нефтью глины, тогда как большинство других типовглин являются смачиваемыми водой. В частности, ОН- поверхность каолинита чувствительна к контакту с асфальтенами, тогда как среда Si каолинита остается нечувствительным к взаимодействию. Для иллита,среды Si и Al в каждом случае не чувствительны к адсорбции, покрывающей их смачивающей воды. Таким образом, ОН- поверхность каолинита влияет на смачиваемость каолинитовых частиц нефтью. Породы-коллекторы, содержащие глины с большими удельными поверхностями, такие как каолинит, сначала могут быстро адсорбировать и удерживать полярные асфальтены. Таким образом, распределение каолинита внутри пласта месторождения в значительной степени влияет на распределение нефти в пластовом резервуаре за счет частичного или полного сродства к нефти каолинита. Более того, так как каолинит обладает очень большой площадью поверхности по сравнению с его объемом, он легко мигрирует через сеть пор за счет течения с фазой, которая его смачивает. Также мелкодисперсные частицы склонны удерживаться в смачивающей их фазе. Данные результаты объясняют,почему наблюдается, что каолинитовая глина мигрирует к потоку нефти. Так как во время добычи в областях вблизи скважины наблюдаются более высокие скорости течения нефти (и мелкодисперсных частиц) через ее каналы, данная область наиболее чувствительна к скорости, индуцированной повреждением пласта за счет каолинита. Изобретатели настоящего изобретения успешно открыли, что буровой раствор может быть использован для обработки области рядом со скважиной в процессе бурения. Таким образом, используя буровой раствор, содержащий добавки, предназначенные для борьбы с миграцией мелкодисперсных частиц,ранняя обработка пласта месторождения может стабилизировать мелкодисперсные частицы в области рядом со скважиной до того, как они начнут мигрировать, снижая или предотвращая повреждение, вызванное миграцией каолинита в процессе добычи, а не устраняя данные повреждения после того, как они произошли. Так как каолинит может обладать особенным распределением смачиваемости из-за наличия двух смачиваемых сред на поверхности минерала, то предотвращение миграции осложнено. В некоторых вариантах осуществления для снижения миграции мелкодисперсных каолинитовых частиц может использоваться добавка в буровой раствор, предназначенная для изменения типа смачиваемости каолинитовой глины со смачиваемости нефтью до смачиваемости водой. В других вариантах осуществления для снижения миграции мелкодисперсных каолинитовых частиц может использоваться различная добавка,предназначенная для обработки поверхности минерала и фиксации пластинок вместе. В еще одних вариантах осуществления может использоваться и добавка в буровой раствор, предназначенная для изменения типа смачиваемости каолинитовой глины со смачиваемости нефтью до смачиваемости водой, и добавка, предназначенная для обработки поверхности минерала и фиксации пластинок вместе, в комбинации. Изобретатели настоящего изобретения успешно открыли, что добавление по крайней мере одной добавки бурового раствора, указанной выше, в буровой раствор (который взаимодействует в области рядом со скважиной посредством фильтрации в пласт месторождения в процессе бурения) для обработки мелкодисперсных частиц до того, как начнется масштабная миграция мелкодисперсных частиц, может предохранить мелкодисперсные частицы от потока нефти. В частности, в одном варианте осуществления, раскрытом в данном описании, добавление поверхностно-активного агента к буровому раствору,который может просачиваться в область рядом со скважиной для взаимодействия с данной областью,может позволить частицам достичь состояния, при котором они буду смачиваться водой, и тем самым снизить количество мелкодисперсных частиц, мигрирующих в потоке нефти. Поверхностно-активные агенты обладают амфифильной молекулярной структурой, то есть структурой, которая является полярной (гидрофильной) с одной стороны и неполярной (липофильной/гидрофобной) с другой. В основном, гидрофильные группы могут быть катионными (например, органические амины, в частности с тремя углеводородными цепями, присоединенными к атому азота), анионными (например, жирные кислоты или сульфаты с углеводородными цепями) или неионогенными (органические соединения с кислородом, содержащие такие группы, как спиртовые, сложноэфирные и эфирные), тогда как гидрофобные или липофильные группы могут быть большими, неразветвленными или разветвленными углеводородными цепочками, циклическими углеводородами, ароматическими углеводородами и/или их комбинацией. В зависимости от типа минерала, из которого состоят мелкодисперсные частицы, которые необходимо преобразовать, могут быть выбраны поверхностно-активные агенты, обладающие подходящим ГЛБ. Термин "ГЛБ" (гидрофильно-липофильный баланс) означает соотношение гидрофильности полярных групп молекулы поверхностно-активного вещества к гидрофобности липофильной части этой же молекулы. В некоторых вариантах осуществления для покрытия мелкодисперсных частиц для смачивания водой пригодное значение ГЛБ может находиться в диапазоне от 7 до 9. Поверхностно-активные агенты, пригодные для использования в буровом растворе настоящего изобретения, могут включать, например, этоксилаты жирных спиртов, омыленные жирные кислоты, алкилсульфаты, сульфаты алкилэтоксилатов, алкилсульфонаты, алкилфосфаты и их смеси. Кроме того, специалист в данной области техники должен понимать, что данный список не является исчерпывающим и что могут быть использованы другие поверхностно-активные агенты в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. В конкретных вариантах осуществления могут быть пригодны эмульгирующие поверхностно-активные агенты, так как они могут позволить изменить смачиваемость мелкодисперсных частиц без помех для потока нефти. Поверхностно-активные агенты, такие как выше перечисленные, могут быть использованы, например, в количестве от 0,1 до 15 вес.% флюида, что является достаточным для большинства случаев. Однако специалист в данной области техники должен понимать, что в других вариантах осуществления может использовать большее или меньшее количество. Специалист в данной области техники должен осознавать, что выбор поверхностно-активного агента может зависеть от различных факторов. В частности, выбор поверхностно-активного агента может быть связан с необходимым диапазоном ГЛБ, а также зависеть от свойств частиц, которые необходимо обработать, свойств используемого бурового раствора, коммерческой доступности поверхностноактивного агента, условий в стволе скважины и т.п. Кроме этого, важно уделить внимание влиянию, которое может оказывать поверхностно-активный агент на буровой раствор. Данные факторы включают любые изменения рН или потери флюидом высоких температур и давления, а также пенообразование в ходе смешения. Изменение смачиваемости нефтью до смачиваемости водой является не единственной мерой, обнаруженной изобретателями, которая может быть использована для уменьшения миграции мелкодисперсных частиц к скважине с последующей закупоркой пор во время течения буровой жидкости по скважине. Например, если используется буровой раствор на нефтяной основе, то изменение смачиваемости мелкодисперсных частиц на смачиваемость водой может не требоваться, так как частицы, смачиваемые нефтью, будут реагировать с буровым раствором на нефтяной основе и содержащимися в нем добавками на нефтяной основе. Изобретатели настоящего изобретения успешно открыли, что для буровых растворов как на нефтяной основе, так и на водной основе, использование фиксирующей добавки для фиксации пластинок вместе (например, фиксация частей, смачиваемых нефтью и/или смачиваемых водой) может дать альтернативный способ обработки для уменьшения миграции мелкодисперсных частиц к скважине с последующей закупоркой пор во время течения буровой жидкости по скважине. В частности, в одном варианте осуществления настоящего изобретения добавление фиксирующего агента к буровому раствору может позволить зафиксировать гидроксильные группы вместе на поверхности каолинитового минерала,тем самым, предотвращая миграцию мелкодисперсных частиц в потоке нефти. В конкретном варианте осуществления фиксирующий агент, пригодный для использования в буровых растворах настоящего изобретения, может содержать, например, силановые агенты сочетания, такие как соединения, представленные следующей структурой: где R1 может быть выбран из C1-С 2 углеводородного радикала или C1-C4 алкоксильных групп; R2 может быть С 1-С 12 углеводородным радикалом; и каждый R3 может быть независимо выбран из С 1-С 4 алкильных групп. Используемый в данном описании термин "углеводородный радикал" предназначен для обозначения радикалов, главным образом, состоящих из атомов углерода и водорода и, таким образом,включает алифатические группы, такие как алкильные и алкенильные. Кроме этого, термин "углеводородный радикал" также включает группы, которые содержат гетероатомы, и, соответственно, может включать функциональные группы, такие как аминогруппы, сложные эфиры, алкоксиды, карбонилы,эпоксиды, амидные группы, сульфиды, сульфаты, карбаматы и т.д. и их комбинации. Включение полярных групп может быть особенно целесообразно для улучшения дисперсности агентов в растворах на водной основе и/или для улучшения адсорбции агента на поверхности глины. В конкретных вариантах осуществления может быть использован триалкоксисилан. Данный фиксирующий агент должен присутствовать в достаточной концентрации для фиксации псевдогексагональных слоев мелкодисперсных частиц каолинитовой глины, образованных от слоя тетраэдрического SiO4 и слоя октаэдрического ОН-, вместе для их предохранения от миграции в потоке нефти. По-видимому, такая фиксация слоев может происходить за счет адсорбции кремнийорганических соединений на поверхности частиц каолинитовой глины, реакции со слоями с образованием стабильных Si-ОSi связей при контакте с частицами каолинитовой глины и/или самополимеризации с образованием барьера на поверхности глины или внутри минерального скелета глины, или за счет их комбинации. Далее в уравнении 1 приведена схема реакции для примерного фиксирующего агента. Уравнение 1 Далее в уравнении 2 предложен механизм фиксации, в котором слои каолинита связываются вместе при обработке областей, содержащих гидроксильные группы. Уравнение 2 Однако, как указано выше, существуют несколько предложенных механизмов, согласно которым фиксирующие агенты настоящего изобретения могут взаимодействовать с мелкодисперсными частицами, снижая миграцию мелкодисперсных частиц. Таким образом, не предполагается ограничить объем настоящего изобретения конкретным механизмом, упомянутым выше. В одном аспекте выбор силанового агента сочетания может зависеть от типа бурового раствора, в котором используется добавка. Таким образом, при использовании бурового раствора на нефтяной основе или на масляной основе, целесообразными могут быть длинные алифатические углеводородные цепочки. При использовании водного бурового раствора целесообразными могут быть коротки цепи и полярные группы, например 3-аминопропилтриэтоксисилан. Кроме этого, специалист в данной области техники должен понимать, что могут быть использованы другие фиксирующие агенты в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. Такие фиксирующие агенты могут быть использованы, например, в количестве примерно от 0,1 до 15 вес.% флюида, что является достаточным для большинства случаев. Однако специалист в данной области техники должен понимать, что в других вариантах осуществления может использовать большее или меньшее количество. Специалист в данной области техники должен осознавать, что выбор фиксирующего агента может зависеть от различных факторов. В частности, выбор фиксирующего агента может быть связан со свойствами частиц, которые необходимо обработать, свойствами используемого бурового раствора, коммерческой доступностью фиксирующего агента, условиями в стволе скважины и т.п. Кроме этого, важно уделить внимание влиянию, которое может оказывать фиксирующий агент на буровой раствор. Данные факторы включают любые изменения рН или потери флюидом высоких температур и давления. Более того, изобретатели настоящего изобретения успешно открыли, что добавление добавок бурового раствора обоих типов, указанных выше, в буровой раствор (который взаимодействует в области рядом со скважиной посредством фильтрации в пласт месторождения в процессе бурения) для обработки мелкодисперсных частиц до того, как начнется масштабная миграция мелкодисперсных частиц, может также предохранить мелкодисперсные частицы от потока нефти. В частности, в одном варианте осуществления, раскрытом в данном описании, добавление и поверхностно-активного агента, и фиксирующего агента к буровому раствору, который может просачиваться в область рядом со скважиной для взаимодействия с мелкодисперсными частицами в данной области, может позволить частицам, смачиваемым нефтью, достичь состояния, при котором они буду смачиваться водой, а также может позволить зафиксировать вместе слои каолинитовой поверхности, тем самым, снижая количество мелкодисперсных частиц, мигрирующих в потоке нефти, согласно описанным выше механизмам. Базовая жидкость, в которую может быть добавлен поверхностно-активный агент и/или фиксирующий агент, в основном может быть любой масляной или немасляной (водной) жидкой фазой, которая совместима с составом бурового раствора и совместима с описанными здесь поверхностно-активными агентами и фиксирующими агентами. Таким образом, жидкая фаза может включать как жидкость на водной основе, так и жидкость на масляной основе или их смеси. Базовая жидкость на масляной основе может быть жидкой, более предпочтительно природным или синтетическим маслом и более предпочтительно базовая жидкость на масляной основе выбрана из группы, включающей дизельное топливо; минеральное масло; синтетическое масло, такое как гидрированные или негидрированные олефины, включая полиальфаолефины, линейные и разветвленные олефины и т.п.,полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры жирных кислот, в частности с неразветвленной цепью, разветвленные и циклические алкильные эфиры жирных кислот; аналогичные соединения, известные специалисту в данной области техники; и их смеси. Концентрация базовой жидкости на масляной основе должна быть достаточной для образования обращенной эмульсии и может быть меньше чем примерно 99 об.% обращенной эмульсии. В одном варианте осуществления количество базовой жидкости на масляной основе составляет примерно от 30 до примерно 95 об.% и более предпочтительно примерно от 40 до примерно 90 об.% раствора обращенной эмульсии. В одном варианте осуществления базовая жидкость на масляной основе может содержать по крайней мере 5 об.% вещества, выбранного из группы, включающей сложные эфиры, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их комбинации. Предпочтительно базовая жидкость на немасляной основе может быть выбрана из водных растворов, включая пресную воду, морскую воду, солевой раствор, содержащий растворенные органические и/или неорганические соли, жидкости, содержащие смешивающиеся с водой органические вещества,и/или их комбинации. В одном иллюстративном варианте осуществления базовая жидкость на немасляной основе может быть солевым раствором, содержащем неорганические соли, такие как галогениды кальция, галогениды цинка, галогениды щелочных металлов и т.п. В других вариантах осуществления базовая жидкость на немасляной основе может содержать формиат щелочных металлов, такой как формиат калия. При образовании обращенной эмульсии количество жидкости на немасляной основе обычно меньше теоретического предела, необходимого для образования обращенной эмульсии. Таким образом, в одном варианте осуществления количество жидкости на немасляной основе меньше чем примерно 70 об.% и предпочтительно находится в диапазоне примерно от 1 до 70 об.%. В другом варианте осуществления количество жидкости на немасляной основе преимущественно находится в диапазоне примерно от 5 до 60 об.% раствора обращенной эмульсии. Однако в других вариантах осуществления жидкость может быть на водной основе, содержащая не больше меньшего объем жидкости на масляной основе. Таким образом, жидкая фаза может включать либо жидкость на водной основе, либо жидкость на масляной основ, или их смеси. Специалист в данной области техники должен понимать, что помимо указанных выше добавок, к составам скважинного флюида, возможно, могут быть добавлены различные типы веществ. В конкретных вариантах осуществления к составам могут быть добавлены утяжеляющие агенты, увеличители вязкости, разбавители и/или понизители фильтрации в концентрациях, необходимых для обеспечения условий бурения с точки зрения реологии и функциональности. Например, скважинные флюиды настоящего изобретения могут включать утяжелитель или утяжеляющий агент для увеличения плотности флюида. Основная цель таких утяжеляющих веществ состоит в увеличении плотности флюида таким образом, чтобы предотвратить отдачу и выброс. Специалист в данной области техники должен знать и понимать, что предотвращения отдачи и выброса является важным для обеспечения безопасной ежедневной эксплуатации бурового агрегата. Таким образом, утяжеляющий агент может быть добавлен к буровому раствору в количестве, эффективном для функционирования,которое главным образом зависит от природы пласта месторождения, подвергающегося бурению. Утяжелители, пригодные для использования в составе буровых растворов, завяленных в пунктах формулы изобретения, в основном могут быть выбраны из любого типа утяжелителей, будь-то в твердом виде,дисперсном виде, суспендированном в растворе, растворенном в водной фазе, как часть, используемая в подготовительной операции или добавленная в последствии в процессе бурения. Утяжеляющие агенты или вещества для увеличения плотности, пригодные для использования в описанных здесь флюидах,включают галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит,кальцит и т.п., а также органические и неорганические соли, смеси и комбинации данных соединений и аналогичные вещества данным соединениям, которые могут быть использованы в составах скважинных флюидов. Количество данных веществ, если они присутствуют, может зависеть от требуемой плотности конечного состава. В основном, утяжеляющие агенты добавляются для обеспечения конечной плотности бурового раствора до 24 фунтов на галлон. В одном варианте осуществления утяжеляющий агент может быть добавлен для обеспечения 21 фунта на галлон и в другом варианте осуществления для обеспечения 19,5 фунтов на галлон. Скважинный флюид также может включать увеличитель вязкости для изменения или поддержания реологических свойств флюида. Основная цель данных увеличителей вязкости состоит в контролировании вязкости и возможных изменений вязкости бурового раствора. Контроль вязкости особенно важен,так как часто подземный пласт может иметь значительно большую температуру, чем температура на поверхности. Таким образом, скважинный флюид может подвергаться чрезмерным температурным изменениям от значений температур, близких к замерзанию, до температур кипения воды или большим в ходе перемещения от поверхности к буровой головке и назад. Специалист в данной области техники должен знать и понимать, что такие изменения температуры могут приводить к значительным изменениям реологических свойств флюида. Таким образом, для контролирования и/или усреднения реологических изменений в состав скважинного флюида могут быть включены увеличители вязкости и агенты, контролирующие реологические свойства. Увеличители вязкости, пригодные для применения в составе флюидов настоящего изобретения, в основном могут быть выбраны из любого типа увеличителей вязкости,пригодных для использования в буровых растворах на водной основе. В одном иллюстративном варианте осуществления буровой раствор содержит увеличитель вязкости, и увеличитель вязкости предпочтительно выбран из смеси и комбинации соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области техники, таких как ксантановые смолы, крахмалы, модифицированные крахмалы и синтетические увеличители вязкости, такие как полиакриламиды и т.п. Обычно в буровой раствор добавляются разбавители для снижения гидравлического сопротивления и контроля возможностей образования геля. Другие функции разбавителей включают снижение фильтрации и толщины фильтрата, противодействие воздействию солей, минимизация влияния воды на пласт месторождения, подвергающийся бурению, эмульгирования нефти в воде и стабилизацию свойств бурового раствора при повышенных температурах. Разбавители могут включать такие вещества, как лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты и танины. В других вариантах осуществления также в качестве разбавителей могут быть добавлены низкомолекулярные полиакрилаты. К скважинным флюидам настоящего изобретения могут быть добавлены различные понизители фильтрации, которые в основном выбраны из группы, состоящей из синтетических органических полимеров, биополимеров и их смеси. Также к системе бурового раствора на водной основе настоящего изобретения могут быть добавлены такие понизители фильтрации, как модифицированный лигнит, полимеры, модифицированные крахмалы и модифицированные целлюлозы. Помимо вышеуказанных компонентов скважинные флюиды также могут быть получены с включением веществ, в общем называемых агенты резервной щелочности и щелочные буферные вещества. Специалист в данной области техники должен понимать, что известь, по существу, является агентом резервной щелочности, используемым при получении скважинных флюидов на водной основе. Щелочные буферные вещества, такие как циклические органические амины, стерически затрудненные амины, амиды жирных кислот и т.п. также могут быть включены в качестве буфера против потери агента резервной щелочности. Флюиды также могут содержать антикоррозийные средства для предотвращения коррозии металлических компонентов бурового эксплуатационного оборудования. Другие добавки, которые могут присутствовать в буровых растворах, заявленных в пунктах форму-6 019839 лы изобретения, включают продукты, такие как смазочные агенты, ускорители скорости бурения, противовспенивающие агенты, циркулирующие продукты фильтрации бурового раствора и т.д. Такие соединения как на водной, так и на нефтяной основе, должны быть известны специалисту в области техники получения буровых растворов. Таким образом, один из вариантов осуществления настоящего изобретения может включать способ стабилизации мелкодисперсных каолинитовых частиц, включающий закачку скважинного флюида в скважину через толщу пород и допускающий фильтрацию некоторого количества скважинного флюида в толщу породы в соответствии с указаниями настоящего изобретения. Данная фильтрация может позволить добавкам настоящего изобретения, содержащимся в составе, контактировать и взаимодействовать с естественными частицами, снижая или предотвращая последующую миграцию мелкодисперсных частиц в ходе последующей добычи. В одном варианте осуществления данный флюид предпочтительно будет включать базовую жидкость и поверхностно-активный агент. В другом варианте осуществления данный флюид будет предпочтительно включать базовую жидкость и фиксирующий агент. В еще одном варианте осуществления данный флюид будет предпочтительно включать базовую жидкость, поверхностноактивный агент и фиксирующий агент. Поверхностно-активный агент и фиксирующий агент могут быть добавлены в скважинный флюид по отдельности или в виде предварительно приготовленной добавки,содержащей поверхностно-активный агент и/или фиксирующий агент, а также, возможно, другие компоненты. Способы настоящего изобретения могут быть использованы при различных подземных работах, которые включают подземное бурение. Примеры подходящих работ с использованием подземного бурения включают, но не ограничиваются ими, бурение водяных скважин, бурение нефтяных/газовых скважин,бурение для средств обеспечения, прокладка туннелей, строительство/монтаж подземных трубопроводов и обслуживающих линий и т.п. В том числе данные работы с использованием подземного бурения могут быть использованы для бурения скважины в толще породы или для стимулирования добычи флюидов из толщи породы, а также для ряда других целей. В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение обеспечивает способы бурения по крайней мере части скважины для прохождения толщи породы с использованием раскрытых здесь буровых растворов. Скважинные флюиды вариантов осуществления настоящего изобретения могут быть использованы при бурении, добуривании, капитальном ремонте скважины и т.п. с использованием традиционных методов, известных в области техники. Кроме этого, специалист в данной области техники должен понимать, что данные скважинные флюиды могут быть получены с большим разнообразием по составу. Конкретные составы могут зависеть от стадии, на которой используется флюид, например зависеть от глубины и/или состава пласта месторождения. Описанные выше буровые растворы могут быть пригодны для обеспечения улучшенных буровых растворов при условиях высокой температуры и давления, встречающихся в глубоких скважинах, где требуются высокая плотность. Более того, специалист в данной области техники должен понимать, что к буровым растворам настоящего изобретения могут быть добавлены другие добавки, известные в области техники, без отклонения от объема настоящего изобретения. Пример. Следующий пример представлен для иллюстрации преимуществ агентов, стабилизирующих миграцию мелкодисперсных каолинитовых частиц, по настоящему изобретению и для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения специалистом в данной области техники. Таким образом,следующий пример представлен лишь для иллюстративных целей и не предназначен для ограничения изобретения каким-либо образом. Пример представлен для того, чтобы показать сравнительное влияние стабилизации мелкодисперсных каолинитовых частиц возможными агентами, стабилизирующими мелкодисперсные каолинитовые частицы, включая поверхностно-активное вещество неэмульгирующий этоксилат жирного спирта и кремнийорганический фиксирующей агент. Результаты данных исследований сведены в табл. 1 и приведены ниже. Все анализируемые образцы подвергались процедурам, подробно описанным далее. Составы буровых растворов были разработаны и исследованы после выбора воздействия, которое необходимо провести с использованием бурового раствора, основываясь на тщательных исследованиях механизмов миграции каолинита. Первая фаза исследования была направлена на то, чтобы посмотреть,влияет ли обработка химическими веществами каким-либо отрицательным образом на свойства бурового раствора. Вторая фаза исследований была проведена для определения влияния обработки на керн выхода пласта на поверхность. Третья фаза исследований была проведена для определения влияния обработки на керновый материал пласта от Oserberg Sor. Исследования бурового флюида (фаза один). Каждый флюид смешивают с использованием смесителя Сильверсона для получения оптимального сдвигающего усилия. Исходные свойства флюида измеряют перед проведением динамического старения(печи с горячей прокаткой для моделирования внутрискважинных условий) в бомбе под давлением (для предотвращения кипения). Свойства флюида также измеряют после процесса старения для определения эффекта температуры во времени для образцов. Температура старения является аналогичной максимальной температуре в пласте. Во время фазы исследования буровые растворы анализируют на пригодность, и особенное внима-7 019839 ние уделяется всему, что может вызвать отличие кандидата на буровой раствор от нормального базового бурового флюида. Из исследованных буровых флюидов флюид, который показал наибольшую совместимость с дополнительными химическими веществами, необходимыми для обработки, был формиат калия. Для всех составов флюидов, которые не прошли данные испытания в соответствии со стандартными требованиями, оставшиеся анализы проведены не были. После старения проверяют фильтрационные характеристики и рН растворов. Фильтрацию осуществляют с использованием бомб API НТНР (высоких температур и давления). В ходе анализа используют дифференциальное давление 500 psi (34,5 бар) и 110 С. Изначальная фильтрация бурового раствора (выброс) записывают наряду с фильтрацией бурового раствора спустя 30 мин. Результаты приведены ниже в табл. 1. Таблица 1 Данные по фильтрации НТНР и рН для буровых флюидов с формиатом калия Добавление поверхностно-активных веществ к буровому флюиду на водной основе особенно важно в отношении пенообразования; некоторые исследованные поверхностно-активные вещества давали незначительное количество пены во время периода смешения. Однако для раствора, который прошел все четыре фазы, не было пенообразования. Другими факторами, которые необходимо учитывать, являлись любые изменения рН и любые изменения в свойствах фильтрации НТНР. рН значительно не изменялся при сравнении базовых флюидов и растворов с добавкой веществ, необходимых для обработки. Добавление фиксирующих агентов на водной основе значительно не влияло на результаты НТНР, и результаты для формиата калия включали лишь незначительное увеличение фильтрации бурового раствора при увеличении процента фиксирующего агента. Однако добавление смачивающего агента влияло на результаты фильтрации бурового раствора НТНР и более чем в два раза увеличивало результат после 30 мин (см. табл. 1). Реологические свойства измеряют на свежеприготовленных растворах и на растворах после старения. Для гарантирования того, что добавки отрицательным образом не влияют на реологические свойства буровых флюидов, измеряют реологические свойства базовой жидкости и бурового флюида с добавками при 50 С с использованием откалиброванного реометра Фанна 35. Также в каждом образце проверяют значение рН. Все составы с формиатом калия показали очень небольшие отклонения реологических свойств и, следовательно, отвечают условиям для прохождения дальнейших испытаний. Исследования заводнения керна - Керн Blaxters (фаза два). Керн выхода пласта на поверхность Blaxters был выбран для исследований начального нарушения обратной проницаемости пласта во избежание использования чрезмерных количеств керна пласта в ходе разработки флюида. Blaxters был выбран из за его сходства с пластами Oserberg Sor, в частности по объему и распределению каолинитовой глины. Для определения распределения каолинита в керновых образцах Oserberg Sor и в керновых образцах Blaxters была использована сканирующая электронная микроскопия (SEM). Было обнаружено, что каолинит имеет неоднородное распределение, обусловленное частицами шпата в матрице песчаника. Дифракционный рентгеновский анализ (XRD) показал, что процент каолинита в пластах Oserberg Sor находится в диапазоне от 7 до 15%, причем от 3 до 6% менее 2 мкм. Керновый материал Blaxters имеет содержание каолинита примерно 20%, причем примерно 5% меньше 2 мкм. Для гарантии того, что вещество керна Blaxters чувствительно к миграции каолинита, были проведены исследования зависимости от скорости на керн, который был получен для начальной водонасыщенности с отфильтрованной мертвой неочищенной нефтью. Результаты показали, что керн Blaxters проявляет аналогичные характеристики по миграции мелкодисперсных частиц, как и пласты OserbergSor; однако необходим чуть больший расход жидкости. Увеличение времени старения в значительной мере снижает расход жидкости, требуемый для повреждения пласта (6 мл/мин - 3 мл/мин). Керны помечают с края скважины (край применения бурового раствора) и край пласта. Для каждого анализа заводнения керна керны погружают в прибор для анализа повреждения пласта под давлением и при 110 С (температура пласта Oserberg Sor) и подвергают насыщению остаточной водой при увеличивающихся скоростях до тех пор, пока не будет наблюдаться значительное увеличение дифференциального давления, показывающее миграцию. Затем применяют буровой раствор с последующим повторением заводнения при повышенных скоростях, проводя после каждого увеличения скорости запись измерений обратной проницаемости. Наблюдаемая фильтрация бурового раствора в каждом случае была примерно 1 объем пор. Исследования обратной проницаемости, которые были проведены на буровом растворе с формиатом калия, представлены в табл. 2. Таблица 2 Результаты среднего значения обратной проницаемости для флюида с формиатом калия в присутствии и без добавок Приведенные результаты обратной проницаемости явно отличаются от результата для формиата калия без добавок, не контролирующего миграцию мелкодисперсных каолинитовых частиц, и, как можно видеть в табл. 2, образцы с формиатом калия показывают увеличение повреждения после каждого увеличения скорости повторенного заводнения. Средняя обратная проницаемость без добавок составляет примерно 50%, что согласуется с результатами заводнения, полученными во многих лабораториях, исследующих материал керна Oserberg Sor с неочищенной нефтью Oserberg Sor без бурового раствора. Также аналогичные результаты были получены для вещества керна Blaxters после старения в неочищенной нефти Oserberg Sor и заводненной при таких же скоростях. Образцы с добавлением фиксирующего агента показали увеличенную проницаемость после каждой стадии, что говорит о намного меньшей миграции, и значительную очистку осадка после фильтрования. Образцами, которые показали наибольшую обратную проницаемость, являлись образцы, содержащие добавку поверхностно-активного вещества со средним значением обратной проницаемости свыше 95%. Керн Middle Talbert (фаза три). Был исследован материал керна Middle Tarbert от Oseberg Sor и показано значительное снижение проницаемости при заводнении нефти даже при низких скоростях. Для исследования бурового раствора на керне пласта было решено приготовить керн для насыщения остаточной водой. Керны Middle Tarbert были приготовлены для начальной водонасыщенности в ультрацентрифуге со ступенчатым давлением таким образом, чтобы избежать сотрясения керна. В конечном итоге ультрацентрифугирование создает 5 бар дифференциального давления по керну до тех пор, пока из образцов не перестанет выделяться вода. Затем образцы подвергают старению с неочищенной нефтью Oseberg Sor при температуре и давлении до регистрации измерения базовой проницаемости пласта в направлении скважины. Максимальная скорость, достигаемая до начала миграции мелкодисперсных частиц, была отмечена в предыдущих испытаниях на аналогичных керновых материалах, и не превышала это значение в ходе измерения проницаемости. Затем на образце керна применяют буровой раствор при избыточном гидростатическом давлении и регистрируют фильтрацию. После применения бурового раствора керн подвергают повторному заводнению, где заводнение происходит с использованием неочищенной нефти Oseberg Sor при постоянных пошагово увеличивающихся скоростях, и регистрируются изменения дифференциального давления. После каждого изменения скорости регистрируется измерение проницаемости при низких скоростях. После осуществления линейного заводнения керна скорость ожижения была одинакова по длине керна, и не было снижения скорости ожижения дальше от конца скважины. Принимая во внимания данный факт, было решено, что при обработке необходимо заполнить как минимум один объем пор для получения заметного влияния на возможность миграции от скважины. Предпочтительно бурение с использованием скважинных флюидов, приготовленных согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, может обеспечить стабилизацию мелкодисперсных каолинитовых частиц внутри пласта месторождения. Более того, варианты осуществления настоящего изобретения могут использоваться для минимизации миграции таких мелкодисперсных частиц, которые передвигаются с потоком углеводородов, а также для минимизации последующей закупорки пор вследствие миграции данных частиц, приводя к более эффективной скорости добычи углеводородов и увеличивая общее количество потока углеводородов из пласта месторождения на поверхность. Несмотря на то, что изобретение было описано со ссылкой на ограниченное количество вариантов осуществления, специалист в данной области техники, имеющий преимущество от изобретения, должен понимать, что могут быть внесены другие варианты осуществления, которые не будут выходить за рамки описанного здесь изобретения. Таким образом, объем изобретения должен быть ограничен лишь прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ бурения, включающий закачку скважинного флюида в скважину через толщу пород, где скважинный флюид состоит из базового флюида; поверхностно-активного агента, способного изменять смачиваемость мелкодисперсных частиц, находящихся в толще породы; фиксирующего агента, способного фиксировать мелкодисперсные частицы, находящиеся в толще породы, путем фиксации гидроксильных групп вместе на поверхности мелкодисперсных частиц, причем фиксирующий агент присутствует в количестве от 0,1 до 15 вес.% от веса флюида, где фиксирующий агент содержит соединение, представленное следующей структурой: где R1 может быть выбран из C1-C2 углеводородного радикала или C1-C4 алкоксильных групп;R2 может быть C1-C12 углеводородным радикалом и каждый R3 может быть независимо выбран из С 1-С 4 алкильных групп; и необязательно, по меньшей мере одной добавки, выбранной из утяжеляющих агентов, увеличителей вязкости, разбавителей, понизителей фильтрации, агентов резервной щелочности, щелочных буферных веществ, антикоррозийных средств, смазочных агентов, ускорителей скорости бурения, противовспенивающих агентов и циркулирующих продуктов фильтрации бурового раствора. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий осуществление добычи углеводородов из пласта, где поток углеводородов в скважине практически не содержит мелкодисперсные частицы. 3. Способ по п.1, где поверхностно-активный агент содержит неэмульгирующий этоксилат жирного спирта. 4. Способ по п.1, где поверхностно-активный агент имеет значение гидрофильно-липофильного баланса, находящееся в диапазоне от 7 до 9. 5. Способ по п.1, где базовый флюид содержит по меньшей мере одну масляную и/или одну немасляную жидкость. 6. Способ по п.1, где фиксирующий агент содержит 3-аминопропилтриэтоксисилан. 7. Скважинный флюид, состоящий из базового флюида; поверхностно-активного агента, способного изменять смачиваемость мелкодисперсных частиц, находящихся в толще породы; фиксирующего агента, способного фиксировать мелкодисперсные частицы, находящиеся в толще породы, путем фиксации гидроксильных групп вместе на поверхности мелкодисперсных частиц, причем фиксирующий агент присутствует в количестве от 0,1 до 15 вес.% от веса флюида, где фиксирующий агент содержит соединение, представленное следующей структурой: где R1 может быть выбран из C1-C2 углеводородного радикала или C1-C4 алкоксильных групп;R2 может быть С 1-С 12 углеводородным радикалом и каждый R3 может быть независимо выбран из C1-C4 алкильных групп; и необязательно, по меньшей мере одной добавки, выбранной из утяжеляющих агентов, увеличителей вязкости, разбавителей, понизителей фильтрации, агентов резервной щелочности, щелочных буферных веществ, антикоррозийных средств, смазочных агентов, ускорителей скорости бурения, противовспенивающих агентов и циркулирующих продуктов фильтрации бурового раствора. 8. Скважинный флюид по п.7, где базовый флюид содержит по меньшей мере одну масляную и/или одну немасляную жидкость. 9. Скважинный флюид по п.7, где поверхностно-активный агент имеет значения гидрофильнолипофильного баланса, находящиеся в диапазоне от 7 до 9. 10. Скважинный флюид по п.7, где поверхностно-активный агент содержит неэмульгирующий этоксилат жирного спирта. 11. Скважинный флюид по п.7, где фиксирующий агент содержит 3-аминопропилтриэтоксисилан.