弱凝胶调驱技术可以提高注水开发效果,近年来在油田获得了广泛应用。蒙古林砂岩油藏于1989年10月投入开发,到2002年12月底,累积产油258.14×104t,综合含水为92.90%。自2002年5月开始,油田采用弱凝胶调驱来提高采收率,直至08年10月完成调驱。调驱后,采出程度仅增加3.26%,剩余可采储量189.52×104t,区块仍有大量剩余油存在,具有进一步改善水驱开发效果的潜力。因而,在室内试验的基础上,利用数值模拟手段,对比研究调驱前后纵向及平面剩余油分布特征,并结合地质特征及油田开发实际,提出进一步改善水驱开发效果的方案,以提高最终采收率。弱凝胶调驱室内试验结果表明,弱凝胶对单个油层的封堵能力随油层渗透率增大而减小,当渗透率小于20×10-3μm2时,对油层的封堵能力达到了98%以上;随着渗透率级差增大,弱凝胶对高渗层封堵能力增大,对低渗层封堵能力减小,当渗透率级差大于4.3时,低渗管分液量大于高渗管分液量;弱凝胶对油相有一定程度的封堵,但封堵能力远小于对水相的封堵能力,当水驱至30PV时,水相封堵率下降;随着胶体老化,弱凝胶封堵性能降低,当老化时间大于80d时,弱凝胶封堵率下降明显。纵向及平面剩余油及剩余油分布特征研究表明,调驱后总体上吸水剖面得到改善,这也与室内试验得出的结论一致,但改善效果不明显。也正因为如此,才有很多剩余油且分布不均,使调驱后有改善水驱开发效果的改善条件及潜力。T1ys1-1小层剩余地质储量相对较少,为82.89×104t,且目前含水率高,为90.22%,不是进一步水驱开发的主力层;T1ys1-2-1小层剩余地质储量略高于T1ys1-1小层,为95.15×104t,但目前含水率低,为81.64%,可考虑作为进一步开发的主力层;T1ys1-2-2小层及T1ys2-1小层剩余地质储量较多,分别为176.70×104t及251.21×104t,且含水率不高,分别为91.18%及91.97%,是进一步开采的主力层;T1ys2-2小层及T1ys2-3小层剩余地质储量最多,分别为251.21×104t及278.81×104t,但含水率较高,分别为94.82%及95.46%,要在控制含水上升率的情况下进一步开采。平面上剩余油主要分布在小断层遮挡带附近、局部构造高部位、南部边部及井网未受控制区。预测结果表明,周期注水与完善井网增油效果较好,为此将周期注水与完善井网叠加后形成综合开发方案,进一步研究对全区最终采收率及水驱开发效果的影响。预测结果表明,到2054年9月21日综合含水上升到98%时,全区累积注水5599.45×104m3、累积产油489.22×104t、最终采收率33.65%。2014年5月27日到2054年9月21日期间,全区阶段注水2574.31×104m3、阶段产油108.44×104t、阶段采出程度7.46%、阶段含水上升率1.00%、阶段平均综合递减率6.40%、阶段平均自然递减率6.40%。与2013年相比,阶段平均综合递减率下降3.63个百分点,阶段平均自然递减率下降8.14个百分点。与未进行综合开发相比,累积注水量增加979.81×104m3、增油71.82×104t、最终采收率增加4.94%。