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油田回注水国家的标准
油田回注水国家的标准如下：
油田采出水回注水质标准是指将采出的含油水进行处理后再重新注入到油田中进行二次采油的一种环保措施。
其水质标准应符合国家环保要求，通常包括以下方面：
1.化学成分：回注水的化学成分应符合国家环保要求，主要是指水中的COD、BOD、氨氮、石油类等指标，其数值应低于国家规定标准。
2.微生物指标：回注水中的微生物指标应符合国家规定标准，主要是指大肠菌群和致病菌指标，要求回注水中不能含有致病菌，大肠菌群数应低于规定标准。
3.悬浮物及沉淀物：回注水中的悬浮物和沉淀物含量应低于国家规定标准，以保证回注水的清洁度和稳定性。
4.重金属含量：回注水中的重金属含量应符合国家环保要求，主要是指铅、汞、镉等重金属含量，其数值应低于国家规定标准。
综上所述，油田采出水回注水质标准应符合国家环保要求，以保证回注水的质量和稳定性，达到环保和资源节约的目的。
油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。
油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。
因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。
根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。
1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。
在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。
2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源污水处理站注水站注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。
因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。
影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。
3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。
油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。
二、油田注水水质指标1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。
从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。
所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤2、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。
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/L<CO2<1.0mg/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7±0.5为宜。
（六）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）》Ⅱ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，1×10-3m2 Ⅰ级≤1.0Ⅱ级1.0～10Ⅲ级10～50Ⅳ级50～100Ⅴ级≥100控制指标悬浮物含量, mg/L ≤2 ≤3 ≤5 ≤8 ≤10 颗粒直径中值,um ≤2 ≤2 ≤3 ≤3 ≤5 含油量, mg/L ≤3 ≤5 ≤8 ≤10 ≤20 平均腐蚀率, mm/a ≤0.076硫酸盐还原菌,个/ml ≤10腐生菌, 个/ml ≤102铁细菌, 个/ml ≤102辅总铁量, mg/L ≤0.5助指标pH值 6.5～7.5溶解氧, mg/L ≤0.05（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 -1.0～1.0四、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。
油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。
油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。
因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。
根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。
1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。
在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。
2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源污水处理站注水站注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。
因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。
影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。
3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。
油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。
二、油田注水水质指标1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。
从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。
所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤2、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。
油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。
油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。
因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。
根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。
1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。
在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。
2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源卜污水处理站＞注水站__.注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。
因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。
影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2s、细菌和水温。
3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。
油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。
二、油田注水水质指标1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。
从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。
所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤2、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。
注入水质标准和水质监测采油厂注入水质标准和水质监测一、水质基本要求（一）水质平衡，与油层流体辨证性不好，不产生结晶。
（二）水转化成油层后，不并使粘土矿物产生水化收缩或悬浊。
（三）水中不应当随身携带可知悬浮物，以免阻塞备注水井温泉水端面及渗流孔道。
（四）对注水设备及管线腐蚀性小。
（五）当使用两种水源展开混合灌水时，应当首先展开室内实验，证实两种水的辨证性不好，对油层并无危害才可以转化成。
（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、灌水水质辅助性指标（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）水中存有溶解氧时可以激化锈蚀。
当锈蚀率为不合格时，应当首先检测溶解氧，油层合叶水中溶解氧浓度最出色大于0.05mg/l，无法少于0.10mg/l。
清水中的溶解氧必须大于0.50mg/l。
―1―（三）侵蚀性二氧化碳含量等于零时，此水平衡；大于零时，此水可溶解碳酸钙并对灌水设施存有锈蚀促进作用；大于零时，存有碳酸盐结晶发生。
侵蚀性二氧化碳：-1.0mg/l（四）系统中硫化物减少就是细菌促进作用的结果。
硫化物过低的水也可以引致水中悬浮物减少。
清水中不应含硫化物，油层合叶水中硫化物浓度应当大于2.0mg/l。
（五）水的ph值应掌控至7±0.5为宜。
（六）水中不含亚铁时，由于铁细菌促进作用可以将二价铁转变为三价铁而分解成氢氧化铁结晶。
当水中不含硫化物(s)时，可以分解成fes结晶，并使水中悬浮物减少。
三、水质标准转化成水质指标按照《2021年缩短油田灌水水质标准（实施）》ⅱ级继续执行。
2021年缩短油田灌水水质标准（实施）标准分级及转化成层平均值空气渗透率，1×10-3m2水质指标悬浮物含量,mg/l颗粒直径中值,um往下压含油量,mg/l制平均值锈蚀率为,mm/a指标硫酸盐还原成菌,个/ml腐生菌,个/ml铁细菌,个/ml辅总铁量,mg/lⅰ级ⅱ级ⅲ级ⅳ级ⅴ级≤1.01.0～1010～5050～100≥100≤2≤2≤3≤3≤2≤5≤5≤3≤8≤0.076≤10≤102≤102≤0.5≤8≤3≤10≤10≤5≤202-―2―助ph值指标溶解氧,mg/l硫化物,mg/l辨证性侵蚀性二氧化碳,mg/l6.5～7.5≤0.05（油层水）、≤0.5（清水）清水0、油层水≤2.0较好（岩心危害率为≤30%）-1.0～1.0四、水质监测制度（一）转化成水采样边线：水处理设备出口、分体式水间、井口。
第十采油厂油田注入水水质管理规定（试行）第一章总则第一条为进一步加强注入水水质管理工作，切实保证油田注入水质量，满足低渗透油田的开发要求，结合我厂油田注入水水质实际情况，特指定本办法。
第二章油田注入水水质指标及管理第二条各采油矿、水质站、注水站、中心化验室水质监测严格执行《油田注水水质二指标现场监测方法》（Q/SY DQ0594-2000标准），现场控制指标如下：厂中心化验室按水质监测计划监测全厂的水质情况，监测严格执行《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法方法》（Q/SYDQ0605-2000标准），主要控制指标如下：辅助指标：第三条各水质站每4小时监测外输水出口水质一次，如果不合格要复测各运行水质处理设备水质情况，根据所查明情况，按要求采取加药或反冲洗等相应措施，直至水质合格。
注水站每4小时监测泵出水水质一次，如果水质不合格，应立即反馈至水质站，查明原因，采取相应有效措施直至水质合格。
并做好记录。
第四条油田管理部负责制定、调整全厂水质监测计划，每月二十五日前各矿、中心化验室将本月水质监测、抽查情况上报油田管理部。
由油田管理部负责考核。
第五条各站的水质监测取样点为水处理设备的最终出口或外输水端口，并挂牌标识，由油田管理部认定和更改。
各级监测部门取水样以此为准。
厂级注水井水质监测取样点，由油田管理部确定，各矿负责标识，并完善取样条件。
中心化验室必须严格按标准在监测点取样。
第三章化验室管理第六条各站化验室应按标准配备符合计量管理标准的仪器设备。
标准如下：第七条各矿、站每月20~30日到中心化验室更换药品，药品配好后任何人不得打开蜡封口，要保持药品洁净不被污染。
第八条各级化验员必须持证上岗，中心化验室每年要对基层化验员进行审核考试。
各单位不得随意调换化验员。
第五章化学药剂的管理第九条各单位按需求及时做好用药计划，上报器材站。
器材站必须按计划供药。
第十条化学药剂进入我厂器材站后，由器材站负责检验包装及标识，验证合格后通知厂中心化验室对药剂抽检，检测报告报给油田管理部、器材站。
油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。
油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。
因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。
根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。
1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。
在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。
2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源污水处理站注水站注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。
因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。
影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。
3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。
油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。
二、油田注水水质指标1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。
从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。
所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤2、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。
油田污水中的油分按油珠粒径大小可分为四类：浮油、分散油、乳化油、溶解油。
3、平均腐蚀率注水开发过程是一个庞大的系统工程，涉及到的金属材质的设备、管网、油套管等数量众多，投资巨大。
国内外注水开发油田实践表明，减缓注入水的腐蚀性，对于提高油田注水开发的经济效益意义重大。
4、膜滤系数注入水膜滤系数的大小与许多因素有关。
如悬浮物（固体）的含量以及粒径大小、含油量、胶体与高分子化合物浓度等。
膜滤系数越大，注入水的注入性就越好。
5、溶解氧在油田产出水中本来仅含微量的氧，但在后来的处理过程中，与空气接触而含氧。
浅井中的清水、地表水含有较高的溶解氧。
6、二氧化碳（1）、在大多数天然水中都含有溶解的CO2气体。
油田采出水中CO2主要来自三个方面：由地层中地质化学过程产生；（2）为提高原油采收率而注入CO2气体；（3）采出水中HCO3-减压、升温分解。
7、硫化氢在油田水中往往含有硫化氢，它一方面来自含硫油田伴生气在水中的溶解，另一方面来自硫酸还原菌分解。
8、细菌在适宜的条件下，大多数细菌在污水系统中都可以生长繁殖，其中危害最大的为硫酸还原菌、粘泥形成菌（也称腐生菌或细菌总数）以及铁细菌。
注入水的基本要求及水质标准油藏注水水质标准：（1）、水中总铁含量要求不大于0.5mg/l。
（2）、固体悬浮物浓度及颗粒直径指标见表1-1。
注入渗透率（μm2）固体悬浮物浓度（mg/l）颗粒直径（μm）﹤0 .1≤1≤20.1-0.6≤3≤3﹥0.6≤5≤5（3）、要求注入水中游离二氧化碳不大于10mg/l（4）、注入水含油指标见表1-2注入层渗透率（μm2）含油浓度(mg/l)≤0.1≤5﹥0.1≤10（5）、对生产及处理设备流程的腐蚀率不大于0.076mm/a.（6）、注入水溶解氧控制指标总矿化度mg/l溶解氧浓度mg/l﹥5000≤0.05≤5000≤0.5（7）、二价硫含量不大于10mg/l。
（8）、腐生菌（TGB）和硫酸盐还原菌（SRB）控制指标见表1-4：注入层渗透率（μm2）TGB个/mg/lSRB个/mg/l﹤0.1﹤102﹤1020.1-0.6﹤103﹤102﹥0.6﹤104﹤102（9）、堵在管壁设备中的沉淀结垢要求不大于0.5mm/d。
（10）、滤膜系数指标见表1-5：注入层渗透率（μm2）MF值﹤0.1≥200.1-0.6≥15﹥0.6≥10( 一)地层水油、气田水的化学成分非常复杂，所含的离子种类甚多，其中最常见的离子有：阳离子：Na+、K+、Ca2+、Mg2+；阴离子：CI-、HCO3-、CO32-、SO42-。
其中以CI-、Na+最多，SO42-较少。
在淡水中HCO3-和Ca2+占优势，在盐水中CI-、、Na+居首位。
在油、气田水中以NaCI含量最为丰富，其次为Na2CO3和NaHCO3、MgCI2和CaCI2等。
油、气田水中还常含有Br-、I-、Sr2+、Li+等微量元素以及环烷酸、酚及氮、硫的有机化合物等有机质。
（二）油田污水油（气）田水与石油、天然气一同被开采出来后，经过原油脱水工艺进行油水分离形成原油脱出水，天然气开采过程分离出游离水，这两部分共称为产出水。
产出水保持了油（气）田水的主要特征，由于其具有高含盐、高含油的特性，直接外排将会造成环境污染，因此，产出水通常又叫油田污水。
实际上，油田污水不仅仅是油田产出水，还包括了石油、天然气勘探、开发、集输等生产作业过程中形成的各类污水，如钻井污水、油田酸化、压裂等作业污水以及注水管线、注水井清洗水等，但油田污水以产出水为主。
1. 采油污水（1）来源。
在油田开发过程中，为了保持地层压力，提高原油采收率，普遍采用注水开发工艺，即注入的高压水驱动原油并将其从油井中开采出来。
经过一段时间注水后，注入的水将和与原油天然半生的地层水一起随原油被带出，随着注水时间的延长，采出流体含油率在不断下降，而含水率不断上升，这样变产生了大量的采油污水。
（2）特点。
由于采油污水是随着原油一起从油层中被开采出来的, 又经过原油收集及出加工整个过程。
因此，采油污水中杂质种类及性质都和原油地质条件、注入水性质、原油集输条件等因素有关，这种水是-含有固体杂质、容解气体、溶解盐类等多种杂质的废水。
这种废水有以下特点：①水温高。
一般污水温度在50度左右。
个别油田有所差异，如北方油田为60-70度，西北油田为30度左右。
②矿化度高。
不同油田及同一油田不同的污水处理站其矿化度有很大差异，低的仅有数百毫克/升，高的达数十万毫克/升。
③酸碱度在中性左右，一般都偏碱性。
但有的油田偏酸性，如中原油田采油污水的pH值一般在5.5-6.5。
④溶解有一定量的气体。
如容解氧、二氧化碳、硫化氢等以及容有一些环烷酸类等有机质。
⑤含有一定量的悬浮固体。
如泥砂：包括黏土、粉沙和细纱；各种腐蚀产物及垢：包括Fe2O3、CaO、FeS、CaCO3、CaSO4等；细菌：包括硫酸盐还原菌、腐生菌及铁细菌、硫细菌；有机物：包括胶质沥青质类和石蜡类等。
⑥含有一定量的原油。
⑦残存一定数量的破乳剂。
2.采气污水（1）来源。
在天然气开采过程中随天然气一起被采出的地层水称为采气污水。
（2）特点。
与采油污水相比，采气污水较为"洁净"，量也较少。
3.钻井污水（1）来源。
在钻井作业中，泥浆废液、起下钻作业产生的污水，冲洗地面设备及钻井工具而产生的污水和设备冷却水等统称钻井污水。
（2）特点。
钻井污水所含杂质和性质与钻井泥浆有密切关系，即不同的油气田、不同的钻探区、不同的井深、不同的泥浆材料，在钻井过程形成的污水性质就不尽相同。
一般钻井污水中的主要有害物质为悬浮物、油、酚等。
4.洗井污水（1）来源。
专向油层注水的注水井，经过一段时间运行后，由于注入水中携带有未除净的或在注水管网输送过程中产生的悬浮固体（腐蚀产物、结垢物、黏土等）、油分、胶体物质以及细菌等杂物，在注水井吸水端面或注水井井底近井地带形成"堵塞墙"，从而造成注水井注水压力上升，注水量下降。
需通过定期反冲洗，以清除"滤网"上沉积的固体及生物膜等堵塞物，使注水井恢复正常运行，从而便产生了洗井污水。
（2）特点。
洗井污水是一种水质及其恶化的污水，表现为悬浮物浓度高、铁含量高、细菌含量高、颜色深，而且含有一定量的原油和硫化氢。
5.油田作业废水（1）来源。
在原油、天然气的生产过程中，为提高原油、天然气的产量，通常要采用酸化、压裂等油田作业措施，在这过程中也会形成一定量的废液或污水。
（2）特点。
这类废液或污水在油田污水中所占的比例不是很大，但由于其水质极为特殊、恶化，因而，处理起来十分棘手。
这类废液具有以下特点：①悬浮物含量高，颜色深；②含有一定量的残酸，水体呈酸性；③铁含量高；④胶体含量高；⑤油分含量高；⑥含有多种化学添加剂。
污水中的五种机杂（一）悬浮固体其颗粒直径范围取1~100μm因为大于100μm的固体颗粒在处理过程中很容易被沉降下来。
此部分杂质主要包括：（1）泥沙。
0.05~4μm的黏土，4~60μm的粉沙和大于60μm的细纱。
（2）腐蚀产物及垢。
CaO、MgO、FeS等。
（3）细菌。
硫酸盐还原菌（SRB）5~10μm，腐生菌（TGB）10~30μm。
（4）有机质。
胶质沥青类和石蜡等重质石油。
（二）胶体胶体粒径为1×10-3～1μm，主要由泥沙、腐蚀结垢产物和微细有机物构成，物质组成与悬浮固体基本相似。
（三）分散油及浮油油田污水中一般含有2000～5000㎎/L的原油，其中90%左右为10～100μm的分散油和大于100μm的浮油。
（四）乳化油油田污水中有10%左右的1×10-3μm的乳化油。
（五）溶解物质（1）无机盐类。
基本上以阳离子或阴离子的形式存在，其粒径都在1×10-3μm以下，主要包括Na+、K+、CI-、CO32、SO42-、Mg2+等，此外还包括环烷酸类等有机溶解物。
（2）溶解气体。
如溶解氧、二氧化碳、硫化氢等，其粒径一般为3×10-4～5×10-4μm。
油田污水由于含有上述有害物质,如不进行治理就排放出去将会对环境产生严重的影响:漂浮在水面上的原油将隔绝空气,降低水中的溶解氧,并黏附于水生生物体表和呼吸系统,将其致死。
沉积于水底的油经过厌氧分解将产生硫化氢剧毒物。
重质原油黏附于泥沙上，会影响水生生物的栖息和繁殖；油田污水中含有一些毒性大的有机物，会对水体及土壤造成污染；油田污水中的有机物和无机物是水中细菌的富营养物质，结果造成缓慢流动的水域水质恶化，变黑发臭；油田污水若污染了饮用水，其中的重金属元素进入人体后对脏腑产生严重损害；酸碱性的、高矿化度的油田污水，一旦灌入农田会导致农田酸碱化、盐碱化，使农作物难以生长。
