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目前,东部油田都进入高含水和特高含水开发期,注入水在高渗透层内低效和无效循环,严重影响水驱和化学驱开发效果,亟待采取强化液流转向技术来扩大波及体积,改善开发效果。针对矿场实际需求,本文以物理化学、高分子材料学和油藏工程等为理论指导,以仪器检测、化学分析和物理模拟等为技术手段,以阻力系数、残余阻力系数、分流率和采收率等为评价指标,开展了两性离子交联聚合物溶液\凝胶、吸水缓膨颗粒、可动微凝胶SMG和无机凝胶涂层OMGL深部液流转向剂性能特征、调驱效果、合理段塞组合方式及其与目标油藏适应性等方面研究。结果表明,由渗透率极限实验确定的“平均孔喉半径/分子尺寸”范围:两性离子交联聚合物溶液/凝胶为3.92～9.43(分子尺寸为“分子回旋半径RG”)或5.69～13.50(分子尺寸为“流体力学半径Rh”)或4.74～11.29(分子尺寸为“均方根回旋半径Rg”),缓膨颗粒溶液为1.01～1.39,SMG(W)和SMG(Y)溶液为1.05～1.29和0.59～0.63。OMGL溶液和Ca2+溶液浓度组合与岩心渗透率间存在合理匹配关系,其关系曲线可以指导矿场优选药剂浓度。在多孔介质中流动条件下,两性离子聚合物分子难以与交联剂发生交联反应,但候凝一段时间后可以发生以“分子内”为主的交联反应。缓膨颗粒在吸水膨胀前具有良好的传输运移性能,后续水驱过程中颗粒吸水发生膨胀,使注入压力升高,表现出良好的液流转向能力。SMG颗粒在多孔介质内运移过程中可以持续膨胀,形成逐渐增强的液流转向效果。采用OMGL溶液与CaC12溶液交替注入方式可以形成无机凝胶涂层,减小孔隙过流面积,增加渗流阻力,达到深部液流转向目的。对于三层非均质岩心,当岩心渗透率变异系数为0.25、0.59和0.72时,与两性离子交联聚合物溶液/凝胶(聚合物浓度2500mg/L,交联剂质量浓度0.2%)相适应平均渗透率范围分别为1100×10-3 μm2～2850×10-3μm2、900×10-3μm2～2650×10-3μm2和750×10-3μm2～2500×10-3μm2;与吸水缓膨颗粒(粒径200目,质量浓度0.5%)相适应平均渗透率范围分别为 26400 ×10-3μm2～36100 ×10-3μm2、25300 ×10-3μm2～35000×10-3μm2和 24300×10-3μm2～34000 ×10-3μm2;与可动微凝胶 SMG(粒径 7μm,质量浓度0.3%)相适应平均渗透率范围分别为2240×10-3μm2～3760×10-3μm2、2100 × 10-3μm2～3620 × 10-3μm2 和 1960× 1 0-3μm2～3480 × 10-3μm2;与无机凝胶涂层 OMGL(质量浓度1.35%)相适应平均渗透率范围分别为590×10-3μm2～1790×10-3μm2、500×10-3μm2～1700×10-3μm2和 400 ×10-3μm2～1600×10-3μm2。在复杂油藏条件下,单一转向剂难以适应特高渗透层或大孔道的封堵,几种转向剂组合可以产生协同效应,促使后续驱替液转向进入中低渗透层。