CN105368420A - 用于调驱的低弹性微球和含其的复合调驱体系及调驱方法 - Google Patents

用于调驱的低弹性微球和含其的复合调驱体系及调驱方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供了用于调驱的低弹性微球和含其的复合调驱体系及调驱方法。该低弹性微球为纳微米级聚合物凝胶微球，粒径为0.1～500μm，弹性模量为10～100Pa，变形性好、耐剪切。该复合调驱体系包括低弹性微球0.1～0.3wt％、石油磺酸盐表面活性剂0.1～0.4wt％、部分水解聚丙烯酰胺0.1～0.3wt％和水余量。该调驱方法至少包括以下步骤：向地层中注入该复合调驱体系，其注入量为地层孔隙体积的20％～50％。本发明提供的基于低弹性微球的非均相复合调驱体系能够使该低弹性微球运移到油藏深部，提高波及体积，同时该复合调驱体系的油水界面张力能够达到10-3mN/m数量级，大幅度提高高温高盐非均质油藏的采收率。

Description

用于调驱的低弹性微球和含其的复合调驱体系及调驱方法
技术领域
本发明属于石油开采领域中的油田调剖堵水技术领域，具体地涉及一种用于调驱的低弹性微球、一种含有该低弹性微球的非均相复合调驱体系以及一种采用该复合调驱体系的调驱方法。
背景技术
目前，我国东部老油田大多数区块都已进入了高含水、高采出程度的开发阶段，层间及平面矛盾非常突出。很多油水间存在注水大孔道、高渗透条带和严重亏空。对于高含水后期油藏，由于存在明显的高渗透水洗层段，油层的非均质性使注入聚合物容易沿高渗透层突入油井，尤其是主力油层，经过长期的强化注水冲刷，油藏储层孔隙结构变化剧烈，单纯聚合物无法在水洗层形成有效的阻力，使大量的注入体系沿高渗透层或特高渗透层做无效和低效循环，降低了水驱波及体积，影响了油田的开发效果。
传统的颗粒调剖体系在非均质油层中具有强烈的选择性进入能力，只能进入特高渗透带、水驱大孔道和裂缝，但无法进入注入水未波及到的含油层位/区域。这一特点使其不但可有效地减少颗粒对未水洗地带的伤害，而且可有效地减少由于堵剂进入低渗透层而造成的无效损失浪费。颗粒调剖体系具有突出的封堵性能和液流转向效果，不仅可以提高纵向波及系数，还可以改善平面波及效果，获得良好的调剖堵水效果。同时，对其在多孔介质中的运移特征和驱油机理的研究发现，由于颗粒吸水后具有一定的粘弹变形能力，在压差的驱动下，颗粒能够通过孔隙喉道，显示出了一定的“驱”的功能。
但是，目前工业化的颗粒体系强度大、可变形性差，易在地层中滞留和剪切破坏，很难在不存在敞开裂缝的多孔介质中进行有效运移。为了最大限度地提高油田采收率，急需研发一种能够真正实现深部调驱的颗粒类调驱体系，既能够有效解决颗粒类体系注入性能差，易剪切破坏的难题，又能够提高洗油效率，达到长期有效的调驱效果。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种用于调驱的低弹性微球。该低弹性微球的变形性好、耐剪切，易进入油藏深部。
本发明的另一目的在于提供一种含有该低弹性微球的非均相复合调驱体系。该复合调驱体系能够进入到油藏深部，能够在封堵高渗通道、提高波及体积的同时，提高洗油效率。
本发明的目的还在于提供一种采用该复合调驱体系的调驱方法。
为达到上述目的，本发明首先提供了一种用于调驱的低弹性微球，其具有结构式I所示的结构：
结构式I，
式中，x为104～106，y为103～105，z为103～104。
根据本发明的具体实施方式，优选地，上述低弹性微球为纳微米级聚合物凝胶微球，其粒径为0.1～500μm，弹性模量为10～100Pa。
根据本发明的具体实施方式，优选地，上述低弹性微球是通过以下方法制备得到的：将煤油与分散剂混合均匀，然后在氮气保护下滴加丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺、氢氧化钠、氯化铵和聚乙二醇的混合溶液，滴加完毕后，滴加过硫酸铵溶液，同时升温至50～70℃，搅拌反应一段时间，自然降温至室温后停止搅拌，静置一段时间，将上层分离、干燥后，洗涤，再次干燥，得到所述的低弹性微球。
在上述低弹性微球的制备方法中，优选地，所述分散剂为油溶性分散剂，包括乳化剂SP-60和/或乳化剂SP-80等。
在上述低弹性微球的制备方法中，优选地，所述丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺、氢氧化钠、氯化铵和聚乙二醇的混合溶液中，以重量份计，各物质的用量为：丙烯酰胺4～6份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸0.1～0.5份、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺0.0004～0.001份、浓度为15wt％的氢氧化钠溶液0.2～0.3份、浓度为15wt％的氯化铵溶液0.3～0.4份、聚乙二醇0.003～0.01份、水12.79～15.40份。需说明的是，上述的浓度为15wt％的氢氧化钠溶液，以及浓度为15wt％的氯化铵溶液只是优选采用的浓度，其他浓度的溶液也可以使用，只要满足与其他物质的比例关系即可。
在上述低弹性微球的制备方法中，优选地，所述煤油、分散剂、和丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺、氢氧化钠、氯化铵和聚乙二醇的混合溶液、以及过硫酸铵溶液的用量比例为：煤油60mL、分散剂0.1～1.0g、混合溶液10～30g、浓度为15wt％的过硫酸铵溶液0.5～1.5g。需说明的是，上述的浓度为15wt％的过硫酸铵溶液只是优选采用的浓度，其他浓度的溶液也可以使用，只要满足与其他物质的比例关系即可。
在上述低弹性微球的制备方法中，优选地，滴加所述混合溶液是在搅拌下进行的，搅拌速度为300～600rpm。
在上述低弹性微球的制备方法中，优选地，升温至50～70℃的搅拌反应的时间为3～6h。
在上述低弹性微球的制备方法中，优选地，停止搅拌后的静置时间为1～2h。
在上述低弹性微球的制备方法中，优选地，将上层分离后的干燥温度为70～80℃，时间为48～96h。该干燥步骤可以在通风的恒温箱中进行。
在上述低弹性微球的制备方法中，优选地，将上层分离、干燥后的洗涤是采用无水乙醇，洗涤的次数可以由本领域技术人员进行常规的调节，洗涤后的干燥可以采用烘干。
根据本发明的具体实施方式，更优选地，上述低弹性微球是通过以下具体方法制备得到的：在带有电动搅拌器、回流冷凝管、温度计及氮气导管的四口反应烧瓶中加入60mL煤油和0.1～1.0g分散剂SP-60和/或SP-80等油溶性分散剂，搅拌至分散剂全部溶解，然后在氮气保护下用恒液漏斗滴加混合溶液10～30g(优选为20g)，该混合溶液由4～6重量份的丙烯酰胺、0.1～0.5重量份的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、0.0004～0.001重量份的N,N’-亚甲基双丙烯酰胺、0.2～0.3重量份的浓度为15wt％的氢氧化钠溶液、0.3～0.4重量份的浓度为15wt％的氯化铵溶液、0.003～0.01重量份的聚乙二醇和12.79～15.40重量份的水组成，同时以300～600rpm的速度搅拌，滴加完毕后，滴加0.5～1.5g浓度为15wt％的过硫酸铵溶液，同时采用水浴锅逐步升温至50～70℃，搅拌反应3～6h，关闭水浴锅，自然降温至室温后停止搅拌，静置1～2h，将上层倒出置于废料瓶中，置于保持通风的70～80℃恒温箱中干燥48～96h后，用无水乙醇洗涤数次后烘干，得到所述的低弹性微球。
本发明提供的低弹性微球可以通过上述的反相悬浮聚合制得，其为圆度较好的纳微米级聚合物凝胶微球，粒径为0.1～500μm，弹性模量为10～100Pa。该低弹性微球在油藏条件下能够吸水膨胀，在多孔介质中具有很好的变形通过性，不易在近井地带被剪切破坏，且具有很好的耐温耐盐性，易进入油藏深部。该低弹性微球能够解决常规的微球在应用中在注入性差，易在近井地带剪切破碎的问题，又能够提高洗油效率，达到长期有效的调驱效果。
另一方面，本发明还提供了一种含有上述用于调驱的低弹性微球的非均相复合调驱体系，以所述非均相复合调驱体系的总重量计，其包括：上述的低弹性微球0.1％～0.3％、石油磺酸盐表面活性剂(PS)0.1％～0.4％、部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)0.1％～0.3％以及水(作为配液)余量，各组分的重量百分比之和为100％。
在上述的非均相复合调驱体系中，所述石油磺酸盐表面活性剂包括各油田常用的石油磺酸盐。
在上述的非均相复合调驱体系中，优选地，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量为500万～3000万，水解度为20％～45％。
在上述的非均相复合调驱体系中，优选地，所述水包括地层水和/或经过处理的油田回注水等。
根据本发明的具体实施方式，优选地，上述非均相复合调驱体系是通过以下方法制备得到的：在所述水中加入所述部分水解聚丙烯酰胺，并搅拌使其溶解均匀；再加入所述低弹性微球，并搅拌使其分散均匀；然后加入所述石油磺酸盐表面活性剂，并继续搅拌使其溶解均匀；最后密封静置一段时间，得到所述的非均相复合调驱体系。该制备方法是在室温下进行的。
在上述复合调驱体系的制备方法中，优选地，使所述部分水解聚丙烯酰胺溶解均匀的搅拌速度为50～200rpm，时间为12～48h。
在上述复合调驱体系的制备方法中，优选地，使所述低弹性微球分散均匀的搅拌速度为50～200rpm，时间为2～3h。
在上述复合调驱体系的制备方法中，优选地，使所述石油磺酸盐表面活性剂溶解均匀的搅拌速度为50～200rpm，时间为0.5～2h。
在上述复合调驱体系的制备方法中，优选地，所述密封静置的时间为12～48h。
本发明提供的非均相复合调驱体系采用本发明研制的低弹性微球，与石油磺酸盐表面活性剂、部分水解聚丙酰胺具有很好的协同作用，聚合物部分水解聚丙烯酰胺能够很好地悬浮该低弹性微球，使其运移到油藏深部，能够封堵高渗通道、提高波及体积，同时该非均相复合调驱体系的油水界面张力能够达到10-3mN/m数量级，进而提高洗油效率。
此外，本发明还提供了一种采用上述非均相复合调驱体系的调驱方法，其至少包括以下步骤：向地层中注入上述的非均相复合调驱体系，其注入量为地层孔隙体积的20％～50％。
根据本发明的具体实施方式，优选地，上述调驱方法还包括以下步骤：在向地层中注入所述的非均相复合调驱体系之前，向地层中注入前置液段塞，其注入量为地层孔隙体积的0.05％～5％。更优选地，所述前置液段塞为质量浓度0.05％～0.1％的部分水解聚丙酰胺水溶液。尤为优选地，所述部分水解聚丙酰胺的分子量为500万～3000万，水解度为20％～45％。
根据本发明的具体实施方式，优选地，上述调驱方法还包括以下步骤：在向地层中注入所述的非均相复合调驱体系之后，向地层中注入后置保护段塞，其注入量为地层孔隙体积的0.05％～5％。更优选地，所述后置保护段塞为质量浓度0.05％～0.1％的部分水解聚丙酰胺水溶液。尤为优选地，所述部分水解聚丙酰胺的分子量为500万～3000万，水解度为20％～45％。
根据本发明的具体实施方式，优选地，上述调驱方法还包括以下步骤：在向地层中注入后置保护段塞之后，进行水驱。所述水驱的具体参数可以由本领域技术人员根据实际情况进行调节。
根据本发明的具体实施方式，更优选地，上述调驱方法具体包括以下步骤：
(1)向地层中注入所述前置液段塞，其注入量为地层孔隙体积的0.05％～5％；
(2)向地层中注入所述非均相复合调驱体系作为主体段塞，其注入量为地层孔隙体积的20％～50％；
(3)向地层中注入所述后置保护段塞，其注入量为地层孔隙体积的0.05％～5％；
(4)进行水驱。
当出现油藏中生产井含水显著上升，油藏中的注入流体低效或无效循环，油藏采出程度较低，油藏中存在大量的剩余油和残余油等情况时，尤其适合采用本发明提供的调驱方法。该调驱方法的段塞设计简单，可执行性高，可最大限度地提高非均质油藏的调驱效果。
综上所述，本发明至少具有以下优点：
(1)本发明提供的低弹性微球在油藏条件下能够吸水膨胀，在多孔介质中具有很好的变形通过性，不易在近井地带被剪切破坏，且具有很好的耐温耐盐性，易进入油藏深部，提高洗油效率，达到长期有效的调驱效果；
(2)本发明提供的非均相复合调驱体系采用本发明研制的低弹性微球，与石油磺酸盐表面活性剂、部分水解聚丙酰胺具有很好的协同作用，聚合物部分水解聚丙烯酰胺能够很好地在复合体系中悬浮该低弹性微球，使其运移到油藏深部，改变油藏深部的液流方向，提高波及体积，同时该非均相复合调驱体系的油水界面张力能够达到10-3mN/m数量级，提高波及区域的洗油效率，大幅度提高高温高盐非均质油藏的采收率；
(3)本发明提供的调驱方法段塞设计简单，可执行性高，可最大限度地提高非均质油藏的调驱效果。
附图说明
图1为实施例1提供的一种低弹性微球的SEM图。
图2为实施例1提供的低弹性微球与常规HPAM的红外光谱对比图。
图3为实施例2提供的一种调驱体系的降低油水界面张力曲线。
图4a-图4c为实施例1提供的低弹性微球在微观驱油装置中的变形通过方式图。
图5为实施例4提供的调驱方法的调驱曲线。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种用于调驱的低弹性微球，其是通过以下方法制备得到的：
在带有电动搅拌器、回流冷凝管、温度计及氮气导管的四口反应烧瓶中加入60mL煤油和0.6g分散剂SP-60，搅拌至分散剂全部溶解，然后在氮气保护下用恒液漏斗滴加混合溶液20g(该混合溶液由6g丙烯酰胺、0.2g2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、0.0006gN,N’-亚甲基双丙烯酰胺、0.254g浓度为15wt％的氢氧化钠溶液、0.34g浓度为15wt％的氯化铵溶液、0.005g聚乙二醇和蒸馏水余量组成)，同时以500rpm的速度搅拌，滴加完毕后，滴加1.0g浓度为15wt％的过硫酸铵溶液，同时采用水浴锅逐步升温至69℃，搅拌反应4h，关闭水浴锅，自然降温至室温后停止搅拌，静置1h，将上层倒出置于废料瓶中，置于保持通风的80℃恒温箱中干燥48h后，用无水乙醇洗涤数次后烘干，得到所述的低弹性微球，其为圆度较好的微米级聚合物凝胶微球，粒径为1～150μm，平均粒径为40.6μm，弹性模量为35Pa。图1为该低弹性微球的SEM图。
该低弹性微球具有结构式I所示的结构：
结构式I，
式中，x为104～106，y为103～105，z为103～104。该低弹性微球为具有三维网络结构的球体，式中的x、y和z在上述范围内，无法明确确定它们的具体数值。
图2为本实施例提供的低弹性微球与常规部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)的红外光谱对比图。红外光谱中1415cm-1的C-N伸缩振动吸收峰和1475cm-1附近的N-H弯曲振动峰与HPAM相比明显减弱，说明酰胺基发生了部分水解，但并没有完全消失；由于AM中的酰胺基水解产生了羧基，其C＝O的面内弯曲振动吸收峰出现在1740cm-1附近，1190cm-1是合成聚合物凝胶中的-S＝O的伸缩振动吸收峰。红外光谱分析结果表明：2种单体AM和AMPS均参与了聚合反应。
实施例2
本实施例提供了一种含有实施例1制备的用于调驱的低弹性微球的非均相复合调驱体系，以所述非均相复合调驱体系的总重量计，其包括：实施例1制备的低弹性微球0.1％、石油磺酸盐表面活性剂(PS)0.4％、部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)0.1％以及水(作为配液)余量，各组分的重量百分比之和为100％；其中，所述石油磺酸盐表面活性剂为石油磺酸盐表面活性剂BHS-01(大港油田采油工艺研究院研制)，其固含量≥35％，闪电≥60℃，pH值(0.3wt％水溶液)为7～9；所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量为2740万，水解度为23.8％；所述水为地层水和/或经过处理的油田回注水。
该非均相复合调驱体系是通过以下方法制备得到的：室温下，在99.4mL所述水中加入0.1g所述部分水解聚丙烯酰胺，并以100rpm的速度搅拌24h使其充分溶解均匀；再加入实施例1提供的低弹性微球0.1g，并以100rpm的速度搅拌2h使其分散均匀；然后加入0.4g所述石油磺酸盐表面活性剂，并以100rpm的速度继续搅拌1h使其充分溶解均；最后密封静置24h，得到所述的非均相复合调驱体系。图3为本实例提供的非均相复合调驱体系的降低油水界面张力曲线(降低油水界面张力曲线的测定方法：先用滤网将非均相复合调驱体系中的微球过滤出来，然后在50℃下利用常规的旋转滴界面张力仪测定大港油田港西三区脱水原油与滤液之间的油水界面张力，参考行业标准SY/T5370-1999)，由图3可以看出，该复合调驱体系的降低油水界面张力达2.98×10-3mN/m。
实施例3
本实施例提供了实施例1制备的低弹性微球在玻璃刻蚀模型中的通过方式。该低弹性微球在模型中的孔喉中的变形通过情况见图4a、图4b和图4c。当微球粒径大于孔喉时，在足够大的压差作用下于孔喉处受挤压失水并发生弹性变形，该过程中低弹性微球可将孔喉表面的膜状残余油携带出来，通过孔喉之后，来自孔喉的挤压与拉伸作用消失，低弹性微球重新吸水恢复到原尺寸，形状恢复的过程中低弹性微球向法线方向膨胀，波及到之前无法驱替到的剩余油区域，即变形驱油机理，低弹性微球的“变形虫”特性使其能够反复运移—变形—再运移向深部地层这一过程。
实施例4
本实施例提供了一种采用实施例2制备的非均相复合调驱体系的调驱方法。
在50℃下，将双管并联填砂管(渗透率分别为7000×10-3μm2和1015×10-3μm2)分别抽真空饱和模拟地层水，饱和油、水驱至含水98％以上，然后按照以下三个段塞进行复合调驱体系调驱实验：前置液段塞、主体段塞和后置保护段塞。该调驱方法的步骤具体操作如下所述：
(1)前置液段塞：前置液段塞为质量浓度0.05％的部分水解聚丙酰胺水溶液，所述部分水解聚丙酰胺的分子量为2740万，水解度为23.8％，前置液段塞的注入体积为地层孔隙体积(在本实施例中即上述双管并联填砂管模型的孔隙体积，下同)的5％；
(2)主体段塞：主体段塞为实施例2制备的非均相复合调驱体系，其注入体积为地层孔隙体积的30％；
(3)后置保护段塞：后置保护段塞为质量浓度0.05％的部分水解聚丙酰胺水溶液，所述部分水解聚丙酰胺的分子量为2740万，水解度为23.8％，后置保护段塞的注入体积为地层孔隙体积的5％；
(4)完成上述三个段塞后，再次水驱至含水达到98％。
该调驱方法的调驱曲线如图5所示，由图5可以看出，对于渗透率级差为6.9的双管并联填砂管模型，注入实施例2制备的非均相复合调驱体系后，压力迅速上升，后续水驱阶段仍然保持较高的注入压力，低渗层采收率明显提高，总采收率在水驱基础上增加了16.58％。

Claims (10)

1.一种用于调驱的低弹性微球，其具有结构式I所示的结构：
式中，x为104～106，y为103～105，z为103～104。
2.根据权利要求1所述的用于调驱的低弹性微球，其为纳微米级聚合物凝胶微球，粒径为0.1～500μm，弹性模量为10～100Pa。
3.根据权利要求1或2所述的用于调驱的低弹性微球，其是通过以下方法制备得到的：将煤油与分散剂混合均匀，然后在氮气保护下滴加丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺、氢氧化钠、氯化铵和聚乙二醇的混合溶液，滴加完毕后，滴加过硫酸铵溶液，同时升温至50～70℃，搅拌反应一段时间，自然降温至室温后停止搅拌，静置一段时间，将上层分离、干燥后，洗涤，再次干燥，得到所述的低弹性微球。
4.根据权利要求3所述的用于调驱的低弹性微球，其中，所述分散剂为油溶性分散剂，包括乳化剂SP-60和/或乳化剂SP-80；
所述丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺、氢氧化钠、氯化铵和聚乙二醇的混合溶液中，以重量份计，各物质的用量为：丙烯酰胺4～6份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸0.1～0.5份、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺0.0004～0.001份、浓度为15wt％的氢氧化钠溶液0.2～0.3份、浓度为15wt％的氯化铵溶液0.3～0.4份、聚乙二醇0.003～0.01份、水12.79～15.40份；
所述煤油、分散剂、和丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺、氢氧化钠、氯化铵和聚乙二醇的混合溶液、以及过硫酸铵溶液的用量比例为：煤油60mL、分散剂0.1～1.0g、混合溶液10～30g、浓度为15wt％的过硫酸铵溶液0.5～1.5g；
滴加所述混合溶液是在搅拌下进行的，搅拌速度为300～600rpm；
升温至50～70℃的搅拌反应的时间为3～6h；
停止搅拌后的静置时间为1～2h。
5.一种含有权利要求1-4中任一项所述的用于调驱的低弹性微球的非均相复合调驱体系，以所述非均相复合调驱体系的总重量计，其包括：所述的低弹性微球0.1％～0.3％、石油磺酸盐表面活性剂0.1％～0.4％、部分水解聚丙烯酰胺0.1％～0.3％以及水余量，各组分的重量百分比之和为100％。
6.根据权利要求5所述的非均相复合调驱体系，其中，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量为500万～3000万，水解度为20％～45％；
所述水包括地层水和/或经过处理的油田回注水。
7.根据权利要求5或6所述的非均相复合调驱体系，其是通过以下方法制备得到的：在所述水中加入所述部分水解聚丙烯酰胺，并搅拌使其溶解均匀；再加入所述低弹性微球，并搅拌使其分散均匀；然后加入所述石油磺酸盐表面活性剂，并继续搅拌使其溶解均匀；最后密封静置一段时间，得到所述的非均相复合调驱体系。
8.一种采用权利要求5-7中任一项所述的非均相复合调驱体系的调驱方法，其至少包括以下步骤：向地层中注入上述的非均相复合调驱体系，其注入量为地层孔隙体积的20％～50％。
9.根据权利要求8所述的调驱方法，其还包括以下步骤：在向地层中注入所述的非均相复合调驱体系之前，向地层中注入前置液段塞，其注入量为地层孔隙体积的0.05％～5％；优选地，所述前置液段塞为质量浓度0.05％～0.1％的部分水解聚丙酰胺水溶液；更优选地，所述部分水解聚丙酰胺的分子量为500万～3000万，水解度为20％～45％。
10.根据权利要求8或9所述的调驱方法，其还包括以下步骤：在向地层中注入所述的非均相复合调驱体系之后，向地层中注入后置保护段塞，其注入量为地层孔隙体积的0.05％～5％；优选地，所述后置保护段塞为质量浓度0.05％～0.1％的部分水解聚丙酰胺水溶液；更优选地，所述部分水解聚丙酰胺的分子量为500万～3000万，水解度为20％～45％；
尤为优选地，所述调驱方法还包括以下步骤：在向地层中注入后置保护段塞之后，进行水驱。
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