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蒙古林油田构造形态为宽缓穹隆状背斜，断层发育。岩心平均孔隙度22.4%；渗透率平均344.8×10-3μm2，属中孔中渗孔隙型储集层。原始油水界面海拔150m，压力梯度0.73Mpa，油藏压力系数0.972，属边水弱弹性驱动的低饱和层状油藏。蒙古林砂岩油藏于水驱累计产油258.14×10~4t，采出程度为20.29%。弱凝胶驱累计增油47.46×10~4t，采出程度为22.12%，调驱后采出程度仅增加了1.83%。则蒙古林砂岩油藏采用弱凝胶调驱提高采收率后，仍然剩余有大量原油。因调驱所用弱凝胶体系与水驱开发所用注入水流体性质差异较大，对油藏平面和纵向的波及效率影响大，造成调驱后油层内油水分布关系复杂，剩余油分布规律大大异于水驱后，为此开展本课题的研究。本文在蒙古林砂岩油藏精细描述上建立砂岩油藏三维构造模型和储层属性参数模型，并对地质模型进行粗化和调整。模型粗化后X方向划分252个网格，Y方向190个网格，Z方向为12层，有效网格节点总数为287280个。模型地质储量1453.9×10~4t，与实际地质储量1381.34×10~4t相比，拟合误差4.99%。结合油藏实际地质情况和开发动态等参数，通过调整孔隙度、渗透率、相渗曲线、流体原始饱和度、弱凝胶体系的粘浓曲线、残余阻力系数及最大吸附量等参数分别进行水驱及弱凝胶驱历史拟合。其中拟合较好井120口，占全部模拟井140口的85.7%。数值模拟结果表明，纵向上： T1ys1油组原始地质储量502.11×10~4t，水驱后剩余油402.56×10~4t，弱凝胶驱后剩余油371.88×10~4t。则调驱增油量为30.43×10~4t，采出程度提高了6.06%， T1ys2油组原始地质储量951.79×10~4t，水驱后剩余油758.6×10~4t，弱凝胶驱后剩余油714.47×10~4t。则调驱增油量为44.95×10~4t，采出程度提高了4.72%。但因T1ys1油组其地质储量本远远低于T1ys2油组，所以主要增油层为T1ys2油组。平面上：小断层遮挡，剩余油相对富集。如：北部蒙22-16井区，位于小断层上，能量供应不足；内部局部微构造高部位，注水开发中受重力影响，形成剩余油富集区，如西北部蒙16-113井区附近，位于鼻状背斜构造的顶部，剩余油相对较富集；井网未控制部位。如：东南部蒙5-12井区附近，靠近砾岩层。