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1、采油厂注入水质标准和水质监测一、水质基本要求（一）水质稳定，与油层流体配伍性好，不产生沉淀。（二）水注入油层后，不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊。（三）水中不应携带可见悬浮物，以防堵塞注水井渗滤端面及渗流孔道。（四）对注水设备及管线腐蚀性小。（五）当采用两种水源进行混合注水时，应首先进行室内实验，证实两种水的配伍性好，对油层无伤害才可注入。（六）评价注水水源、确定注水水质指标计算方法应按碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法SY/T5329-94的要求进行。 二、注水水质辅助性指标（一）水质的主要控制指标已达到注水要求，注水又较顺利，可以不考虑辅助性指标。如果达不到要求，为查其原因可进一步检测辅助
2、性指标。包括溶解氧、硫化氢、侵蚀性二氧化碳、铁、pH值等。（二）水中有溶解氧时可加剧腐蚀。当腐蚀率不达标时，应首先检测溶解氧，油层采出水中溶解氧浓度最好小于0.05mg/L，不能超过0.10mg/L。清水中的溶解氧要小于0.50mg/L。（三）侵蚀性二氧化碳含量等于零时，此水稳定；大于零时，此水可溶解碳酸钙并对注水设施有腐蚀作用；小于零时，有碳酸盐沉淀出现。侵蚀性二氧化碳：-1.0mg/LCO21.0mg/L。（四）系统中硫化物增加是细菌作用的结果。硫化物过高的水也可导致水中悬浮物增加。清水中不应含硫化物，油层采出水中硫化物浓度应小于2.0mg/L。（五）水的pH值应控制到70.5为宜。（六）
3、水中含亚铁时，由于铁细菌作用可将二价铁转化为三价铁而生成氢氧化铁沉淀。当水中含硫化物(S2-)时，可生成FeS沉淀，使水中悬浮物增加。 三、水质标准注入水质指标按照2011年延长油田注水水质标准（试行）级执行。2011年延长油田注水水质标准（试行）水质指标标准分级及注入层平均空气渗透率，110-3m2级 1.0级 1.010级 1050级 50100级 100控制指标悬浮物含量, mg/L235810颗粒直径中值,mum22335含油量, mg/L3581020平均腐蚀率, mm/a0.076硫酸盐还原菌,个/ml10腐生菌, 个/ml102铁细菌, 个/ml102辅助指标总铁量, mg/L0
4、.5pH值6.57.5溶解氧, mg/L0.05（油层水）、0.5（清水）硫化物, mg/L清水0、油层水2.0配伍性良好（岩心伤害率30% ）侵蚀性二氧化碳, mg/L-1.01.0四、水质监测制度（一）注入水取样位置：水处理设备出口、配水间、井口。对联合站还要取二级沉降罐出口水样,分析沉降效果和二级过滤出口水样,分析过滤效果。（二）注入水质要求联合站1天取样化验1次，注水站1周取样化验1次，监测井点1月取样化验1次，并建立水质化验档案。发现水质不合格时要增加化验次数，随时进行监测，同时联合站、注水区队要及时通知石化院进行停注整改，及时采取处理措施，直至水质达标。（三）悬浮物、含铁、溶解氧、
5、含油量、PH值、硫化物、颗粒直径中值7个主要项目，联合站1天化验1次，其它注水站点1周化验1次。平均腐蚀率、细菌2个项目各站点1季度分析化验1次，配伍性1年1次。采油井水型分析化验1年1次。（四）勘探开发研究所定期到各采油大队（联合站）监测抽查水质情况，进行分析。（五）注入水质主要控制指标严重超标时，各注水站点必须立即停注，通知石化研究院进行整改，直至水质达标。停注后，凡发现违规注水的，按照规定，严肃处理相关责任人员。造成损失的，追究处理相关人员责任并使之承担损失。（六）采油大队为各注水站点调运的污水，含油不得大于500mg/L，污水撬装站不得大于300mg/L。（七）采油大队、联合站要定期及
6、时清理沉降池或污油池、储水罐内的油污、泥沙；定期及时清理注水井口过滤器、注水泵栏式过滤器；定期及时清理注水井口配水器、单井流量计。尤其是清水罐要保持清洁干净无油污。五、注水站供水水源要求（一）采油厂注水站供水水源包括：油井产出水、地下水、河水。（二）采油大队按照注入水源调配方案合理安排污水调运，保障注水站点供水的连续性、稳定性，杜绝有水注无水停、水量忽多忽少等脉冲注水的现象发生。（三）原则上各注水站点不得清污混注，如污水满足不了该站点生产所需，需清水补充时，必须进行配伍性实验，水质配伍合格后方可注入。（四）严禁将未做处理的压裂液、洗井液等生产废液直接排放至注水站点。凡发现违规排放的，严肃处理相关责任人员。造成水处理设备损坏、故障的，追究处理相关人员责任并使之承担损失。（五）部分使用联合站处理后的水为水源的站点，必须有联合站当天的水质化验单，化验合格后的水方可注入。严禁将不合格水注入地层。 （六）水源不足的站点，打水源井或打大口井。无地下水源的，经批准审核后建水处理厂，保证注水水量。- 5 -
