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1、地层静压全称为地层静止压力，也叫油层压力，是指油井在关井后，待压力恢复到稳定状态时所测得的油层中部压力，简称静压。
在油田开发过程中，静压是衡量地层能量的标志。
静压的变化与注入和采出油、气、水体积的大小有关。
2、原始地层压力：油层在未开采前，从探井中测得的油层中部压力。
3、静水柱压力：井口到油层中部的水柱压力。
4、压力系数：原始地层压力与静水柱压力之比。
等于1时，属于正常地层压力；大于1时，称为高异常地层压力，或称为高压异常；小于1时，称为低异常地层压力，或称低压异常。
主要是用它来判别地层压力是否异常的一个主要参数。
但是有人说用1来做标准就笼统了，不同的区块有不同的常压值，一般油田都是0.8-1.2是正常值，小于则是低压区，大于则是高压区。
它对钻井、修井、射孔等工程有重要作用，油层高压异常地层钻井修井过程中要加大压井液的密度，防井喷；低压异常地层钻井修井时，要相应降低压井液的密度，防止井漏，污染地层。
地层压力系数也是确定开发层系的一个重要依据，相同压力体系的地层可以用同一套井网开发，不同压力体系的地层需要不同的井网进行开发，否则层间干扰太大，不能有效发挥地层产能，有时可能造成井下倒灌现象的发生。
5、原油体积系数：是指地层条件下单位体积原油与地面标准条件下脱汽体积比值6、井筒储存效应与井筒储存系数：在油井测试过程中，由于井筒中的流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。
描述这种现象大小的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。
7、原油的体积系数：原油在地面的体积与地下体积的比值。
8、微电极电阻率微梯度电阻率与深浅双侧向电阻率的区别（1）深、浅侧向分别测量原状地层、侵入带电阻率，因为存在裂缝时泥浆侵入对深、浅侧向的影响不同，用其幅度差判断裂缝：通常正差异一般为高角度缝，负差异为低角度缝，无幅度差就没缝或者是非渗透层；（2）微电极系测井测量得到微梯度、微电位电阻率，微梯度一般反映泥饼、微电位一般反映冲洗带，二者之差主要用来判断是否为渗透性地层，裂缝发育时地层渗透性较好，从道理上讲是可以用微电极反映出来的。
注水开发后期提高采收率技术措施分析摘要：随着油田注水开发进入后期，由于工艺复杂性的增加以及采取各种维持油井产量的措施，开发成本逐渐增加。
同时，随着油井产量下降，开发效益可能会受到影响。
如何在保证经济效益的前提下有效开展油田注水开发是一个难点。
为了改善水驱技术，提高油田的注水开发效果。
在注水开发的后期阶段，为了进一步提高采收率，需要采取一系列技术措施。
关键词：注水开发后期；油藏；采收率；措施；前言油藏进入超高含水阶段后，仍处于高采出阶段，剩余油量大，剩余油分布更加分散。
大量实践证明，对于特高含水期的油藏，合理的水驱开发可以进一步提高采收率和开发效果，潜力巨大。
1 油田注水开发后期特点（1）水驱效果逐渐减弱：在油田注水开发的初期，由于注入水能够提高油层有效压力，促使原油向井口移动，从而增加产油效果。
然而，随着注水时间的延长，注入水沿着油层高渗层突进，导致注水水窜，生产井见水，油井生产含水大幅上升。
（2）水垢问题加剧：在油田注水开发后期，由于油井中的温度和压力变化，水中的溶解气体和溶解物质逐渐析出，形成水垢。
水垢的存在会导致油井管道的堵塞，降低注水效果，油井产能下降，需要定期清理和维护。
同时也会增加油井维护的难度和成本。
（3）油井产能下降：随着注水开发的进行，油田中的原油储量逐渐减少，油井产能也会逐渐下降。
这是因为注入水会导致油层中的油相相对饱和度降低，油井中的原油流动性变差，从而减少了原油的产量。
（4）水处理难度增加：在油田注水开发后期，由于含水率的增加，油井中的水需要进行处理才能再次注入。
然而，随着时间的推移，原油中的杂质和溶解物质逐渐增多，水处理的难度也会相应增加，需要采取更加复杂的水处理技术。
（5）成本增加：随着油田注水开发进入后期，由于工艺复杂性的增加以及采取各种维持油井产量的措施，使得开发成本逐渐增加。
同时，随着油井产量下降，开发效益可能会受到影响。
2 注水开发后期提高采收率技术研究2.1 完善注采井网通过合理调整注采井网格的布局，使得注水井和产油井之间的距离合理、均匀，有利于注水液体充分覆盖整个油藏，提高油井的采收率。
1 单储系数：单位面积单位厚度油藏中的储量。
2 面积注水：是指将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀的布置在整个开发区上进行注水和采油的系统3 井网密度:单位面积油藏上的井数或单井控制的油藏面积。
4 注水方式(开采方式)：注水井在油藏中所处的部位及注水井与生产井的排列关系。
5 油藏的压力系统：对于每口探井和评价井，准确确定该井的原始地层压力，绘制压力与埋深的关系图.6 油藏的温度系统：指由不同探井所测静温与相应埋深的关系图，也可称静温梯度图。
7 重力驱：靠原油自身的重力驱油至井的驱动。
8 储量丰度:单位面积控制的地质储量。
9储采比（储量寿命)：某年度的剩余可采储量与当年产量的比值.10 原油最终采收率：指油田废弃时采出的累积总采油量与地质储量的比值。
11 采出程度：到计算时间为止所采出的总采油量和地质储量的比值.12 采油速度：指油田或气田年产量和地质储量的比值。
13划分开发层系：把储层和流体特征相近的含油小层组合在一起，与其它层分开,用单独一套井网进行开发。
14 边缘注水:指注水井按一定的规则分布在油水边界附近进行注水的一种布井形式。
15 点状注水:是指注水井零星地分布在开发区内，常作为其它注水方式的一种补充形式。
16 驱动指数：油藏中某一种驱油能量占总驱油能量的百分数。
17 流动系数：为地层渗透率乘以有效厚度，除以流体粘度。
18 采收率：油田报废时的累积采油量占地质储量的百分比。
19 含水上升率：单位时间内含水率上升的值或采出单位地质油藏含水率上升的值。
20 基础井网：以某一主要含油层为目标而首先设计的基本生产井和注水井，是开发区的第一套正式井网。
21 详探阶段的任务：1、以含油层系为基础的地质研究2、储层特征及储层流体物性3、储量估算－油田建设规模4、天然能量评价－天然能量的利用、转注时机5、生产能力（含吸水能力）－井数、井网22 生产试验区的主要任务:1、详细解剖储油层情况；2、研究井网；3、研究生产动态；4、研究采油工艺、集输工艺、油层改造措施。
油藏工程教材习题第一章：1. 一个油田的正规开发一般要经受那几个阶段？答：一个油田的正规开发一般要经受以下三个阶段：(1)开发前的预备阶段：包括详探、开发试验等。
(2)开发设计和投产：包括油层讨论和评价，全面部署开发井、制定射孔方案、注采方案和实施。
(3)开发方案的调整和完善。
2.合理的油田开发步骤通常包括那几个方面？答：合理的油田开发步骤通常包括以下几个方面：1.基础井网的布署。
2.确定生产井网和射孔方案。
3.编制注采方案。
3.油田开发方案的编制一般可分为那几个大的步骤？答：油田开发方案的编制一般可分为以下几个大的步骤：1、油气臧描述2、油气藏工程讨论3、采油工程讨论4、油田地面工程讨论5、油田开发方案的经济评价6、油田开发方案的综合评价与优选。
4.论述油气田开发设计的特别性。
答：一切工程实施之前，都有前期工程，要求有周密的设计。
有些工程在正式设计前还应有可行性讨论。
对于油气田开发来说，也不例外，但又有其不同的特点。
(1)油藏的熟悉不是短时间一次完成的，需经受长期的由粗到细、由浅入深、由表及里的熟悉过程。
(2)油气田是流体的矿藏，凡是有联系的油藏矿体，必需视作统一的整体来开发，不能像固体矿藏那样，可以简洁地分隔，独立地开发，而不影响相邻固体矿藏的隐藏条件及邻近地段的含矿比。
(3)必需充分重视和发挥每口井的双重作用一一生产与信息的效能，这是开发工作者时刻应当讨论及考虑的着眼点。
(4)油田开发工程是学问密集、技术密集、资金密集的工业。
油气田地域宽阔，地面地下条件简单、多样；各种井网、管网、集输系统星罗棋布；加之存在着多种因素的影响和干扰，使得油田开发工程必定是个学问密集、技术密集、资金密集的工业，是个综合运用多学科的巨大系统工程。
5.简述油藏开发设计的原则。
答：油藏开发设计的原则包含以下几个方面:（一）规定采油速度和稳产期限（二）规定开采方式和注水方式（三）确定开发层系（四）确定开发步骤6.油田开发设计的主要步骤。
1.注水井利用率计算公式：以每月数据库、注水报表数据为准计算。
%100-⨯=待报废井（口）-（口）计划关井数（口）注水井总井数注水井开井数（口）注水井利用率 开井数是指当月内连续注水24h 以上，并有一定注水量的注水井数之和。
在间开制度下的间歇注水井，有一定的注水量，也算开井数。
计划关井必须在月度配注公报中注明，并说明原因。
式中：（1）计划关井：测试及措施作业占用井；钻井施工要求停注的井；为开展研究实验及调整井网、层系而停住的井；周期注水井；因水资源保护区、城市规划区等安全环保原因的关井。
（2）因井网残缺、无效注水关井、井筒落物、套管变形、注不进、井下事故、地面等原因关闭的注水井或长关井，不属于计划关井。
（3）待报废井：指油田公司已初步审查同意，待正式批复的注水井。
2.计划指标完成率计算公式：以公司下达的各项计划工作量进行考核，完成数据以数据库及报表数据为准。
完成指标包括：注水井钻井、投注井、转注井、油水井测试及措施、注水专项。
%100计划完成量指标实际完成量=计划指标完成率⨯ 3.单井配注合格率计算公式：以每月的配注公报及数据库、注水报表数据为准计算。
%100注水井开井数注水井配注合格井数配注合格率（%）⨯= 说明：水井月平均注水量不超过配注量的20％，不低于配注量的10％的注水井算合格井。
配注5方以下，±1方为合格；配注5-10方，±15%为合格。
月内调整配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。
4.站点水质达标率站单项水质达标率。
反映站点实际单项水质指标达到标准水质指标的程度。
达标率＝标准值／实际值×100%（当实际值小于标准直时，达标率取100%)。
站综合水质达标率。
为站多个单项水质达标率的平均值。
站综合水质达标率＝∑站单项水质达标率／站水质指标检测项数。
5、油井生产时率=油井实际生产时间（小时）/油井计划生产时间（小时）*100%油井计划生产时间，为间歇抽油应该生产的时间。
油田基础知识1、地层静压全称为地层静止压力，也叫油层压力，是指油井在关井后，待压力恢复到稳定状态时所测得的油层中部压力，简称静压。
在油田开发过程中，静压是衡量地层能量的标志。
静压的变化与注入和采出油、气、水体积的大小有关。
2、原始地层压力：油层在未开采前，从探井中测得的油层中部压力。
3、静水柱压力：井口到油层中部的水柱压力。
4、压力系数：原始地层压力与静水柱压力之比。
等于1时，属于正常地层压力；大于1时，称为高异常地层压力，或称为高压异常；小于1时，称为低异常地层压力，或称低压异常。
主要是用它来判别地层压力是否异常的一个主要参数。
但是有人说用1来做标准就笼统了，不同的区块有不同的常压值，一般油田都是0.8-1.2是正常值，小于则是低压区，大于则是高压区。
它对钻井、修井、射孔等工程有重要作用，油层高压异常地层钻井修井过程中要加大压井液的密度，防井喷；低压异常地层钻井修井时，要相应降低压井液的密度，防止井漏，污染地层。
地层压力系数也是确定开发层系的一个重要依据，相同压力体系的地层可以用同一套井网开发，不同压力体系的地层需要不同的井网进行开发，否则层间干扰太大，不能有效发挥地层产能，有时可能造成井下倒灌现象的发生。
5、原油体积系数：就是指地层条件下单位体积原油与地面标准条件Gesse汽体积比值6、井筒储存效应与井筒储存系数：在油井测试过程中，由于井筒中的流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。
描述这种现象大小的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。
7、原油的体积系数：原油在地面的体积与地下体积的比值。
8、微电极电阻率微梯度电阻率与深浅双侧向电阻率的区别（1）浅、深侧向分别测量原状地层、入侵拎电阻率，因为存有裂缝时泥浆入侵对深、深侧向的影响相同，用其幅度高推论裂缝：通常正差异通常为低角度缠，正数差异为高角度缠，并无幅度高就没缠或者不为扩散层；（2）微电极系测井测量得到微梯度、微电位电阻率，微梯度一般反映泥饼、微电位一般反映冲洗带，二者之差主要用来判断是否为渗透性地层，裂缝发育时地层渗透性较好，从道理上讲是可以用微电极反映出来的。
注水井欠注成因潜析摘要：近几年来，随着井网的不断加密及外扩，开发对象逐渐复杂，各类油层之间的注采关系有了较大的改变，调整的主要对象为发育较差的油层，油层的差异性逐渐加大，注采不均衡现象逐年加剧，个别区块在层间及平面上存在高压和憋压现象，导致部分水井吸水变差严重，且部分油、水井套管损坏，给油田开发工作带来较大影响。
本文通过分析油层注入、采出状况及压力分布规律，确定与油层部位吸水变差的主要影响因素；通过日常工作及防护措施，改善油田开发效果。
主题词：油层发育；压力分布；注采平衡1注水现状及地质发育特征一个油田要想保持长期的高产、稳产，必须保持注水合格率，提高原油采收率，注水是重中之重。
目前注水井大部分存在吸水能力下降的现象。
统计我矿水驱注水井吸水状况，水驱共有注水井459口，注水合格的有221口井，地层不吸水井154口（有效厚度只有3.88m），欠注井38口（吸水厚度4.97m），都比全区5.61m的厚度低。
表1第三油矿水驱注水井注水情况统计表按不同注水方式进行分类计算，水驱注水合格井有206口井，占全驱48.15%，不合格井（欠注及地层不吸水井）占41.83%，扣除原因井（待大修、待报废、计划关井）53.12%，完不成配注的占46.15%。
笼统井中注水合格井只有15口井，占笼统井的15.31%，不合格井（欠注及地层不吸水井）占61.22%；分层井中注水合格井有206井，占总井数的57.06%，不合格井（欠注及地层不吸水井）占36.57%。
表2不同注水方式水井注水情况统计表图１分层井配注情况统计图全矿共有分层注水的井361口，共有1299个层段，其中停注层312个，欠注层31个，不吸水层442个，合格层514个，扣除停注层后，合格层占总层数的52.08%。
其中配注大于20m3的层段33个，占总层段数的2.5%，配注小于5 m3的层段有365个，占总层段数的28.10%。
全矿欠注井共有192口，主要以二次井和扩边井为主，且二次井及扩边井所占本井网比例也较高。
关于转发中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》的通知各采油单位、油气工艺研究院和勘探开发研究院：为进一步强化以精细注水为内容的三基工作，落实“七条注水”工作要求，夯实油田稳产基础，现将中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》转发给你们，请各单位高度重视，结合当前生产建设实际，巩固油田开发基础活动成果，加强油田注水管理工作，确保油田开发状况良好。
附件：中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》— - 1 - —油田注水管理规定中国石油勘探与生产分公司中国石油2011年12月油田注水管理规定*—- 2 - —中国石油勘探与生产分公司目录第一章总则 (4)第二章注水技术政策 (2)第三章注水系统建立 (5)第四章注水调控对策 (7)第五章注水过程管理 (10)第六章注水效果分析与评价 (15)第七章队伍建设与技术创新 (19)第八章附则 (20)—- 3 - —第一章总则第一条为进一步强化油田注水工作管理，提高油田注水开发水平，依据《油田开发管理纲要》，特制定《油田注水管理规定》（以下简称《规定》）。
第二条油田注水开发要把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿油田注水工作的始终，努力控制油田含水上升率和产量递减率，提高油田水驱采收率。
第三条油田注水是一项系统工程。
油田地质、油藏工程、采油工程和地面工程要紧密结合，充分发挥各专业协同的系统优势。
要科学制定注水技术政策、优化注水调控对策、强化注水过程管理和注水效果分析与评价、注重队伍建设与技术创新，努力提高系统效率。
第四条油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法律、法规和中石油的规章制度。
牢固树立“安全第一、质量至上、环保优先、以人为本”的理念，强化安全生产工作。
做好油田注水开发全过程的质量、健康、安全、环境（QHSE）工作。
第五条本《规定》适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。
油田注水工程技术指标及要求分析摘要：随着注水开发技术的不断完善，在油田的稳产方面做出不小的功效。
针对注水工艺的技术指标，需要根据实际情况进行精心的设计。
同时符合注水的一般性的基本要求，在工程上确保施工的顺利，对注水的控制应该引起更多的重视。
关键词：调配注、坐封压力、单级扬程值一、油田注水工艺技术指标1、配注合格率配注合格率是指注入水量与地质配注相比较，注入地层水量合格井数与注水井开井总井数之比。
单井月平均注水量不超过配注量的5％，不低于配注量的10％的注水井算合格井。
月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。
2、分层配注合格率分层配注合格率是指分层注水井注入水量与地质配注相比较，注入地层水量达到地质配注要求的层段数与油田分注井实际注水总层段数之比。
分层段的注水量不超过层配注量的±10％的层段为合格层段。
分注井每个季度进行一次调配注，月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。
3、注水系统单耗注水系统单耗是指每向地层注入一方水的耗电量。
4、注水系统效率注水系统效率是指注水系统电机效率、注水泵运行效率与注水管网平均运行效率之积。
二、注水井分层注水工艺1、油套分注工艺技术优点：操作简单、施工容易，缺点：一是只能分注两层，且井下封隔器失效后地面不易判断；二是如果注入水质易结垢很可能导致下次起钻卡钻，必须动管柱洗井；三是由于套管环空注水是一个动态的注入过程，对套管的损伤大。
2、双管分注工艺技术优点：可以实施两层分注、易调配控制水量。
缺点：一是只能分两个层段注水,如果超过了两个层段,则无法进行分层注水；二是注水井无法进行每月一次的维护性洗井管理,井筒内的垢、铁锈、杂质等脏物无法冲洗出来,容易造成脏物堵塞油层,对于结垢严重者,易发生井内工具及管柱被卡,造成大的事故。
第三章油田注水在油田开发过程中，要及时采取措施给地层补充能量，保持和提高地层压力，实现油田的持续稳产高产。
给地层补充能量的方法较多，主要有注水、注气等开发方式，目前国内外油田普遍采用的是注水开发方式，通过注水给油层补充能量，保持地层压力、延长自喷采油期、提高采油速率和油藏采收率。
注好水、注够水是衡量注水技术水平的尺度。
四十多年来，随着油田开发的需要，油田注水系统不断进行建设、调整、改造、完善和科技攻关工作。
现在油田注水技术从注水工艺到地面注水工程已建成一个能适应油田开发注水需要，由科研、设计、施工和生产管理各环节相互支持、互相依托的完整系统。
油田注水方式是根据油田开采油层的性质和构造条件来确定。
在注水开发方案确定之后，首先要依据油层物理性质和试注来确定注水水质标准，根据注水水质选定足量的水源和水处理技术。
本章首先介绍了注水水质标准的制定原则和推荐的注水水质标准及分析方法，并介绍了油田水处理的基本工艺技术。
地面注水工程的高压注水机泵、高压输配水工艺技术，是油田注水系统的主要部分，也是油田能耗的主要部分。
书中重点介绍了注水泵机组及配套的大型电机、高压注水管网的技术参数及选型原则、设计规范及生产技术管理要求等。
注水工艺，特别是分层注水工艺技术，是多油层注水完成分层配注方案，提高注水开发效果的重要措施；水井测试技术则是检查指导注水效果的方法，对此，本书也都作了介绍。
作业：1、给地层补充能量的方法主要有哪些？答：注水、注气等开发方式，2、注水开发方式的内容是什么？，答；通过注水给油层补充能量，保持地层压力、延长自喷采油期、提高采油速率和油藏采收率。
3、衡量注水技术水平的尺度内容是什么？答；注好水、注够水。
4、油田注水系统的主要部分有？答；地面注水工程的高压注水机泵、高压输配水工艺技术。
第一节油田注水开发在油田开发初期，油层中的油、气是依靠油层压力（油层天然能量）克服油层中的渗流阻力流到井底而后又举升到地面上来的。
探讨低渗透油田注水开发工艺技术分析低渗透油田是指地层渗透率较低的油田，通常指渗透率小于0.1md的油藏。
由于地层渗透率低，油田开采难度大，注水开发成为低渗透油田开发的重要手段。
注水开发是通过向油层注入水，增加地层压力，推动原油向井口移动，从而提高原油产量。
低渗透油田的注水开发面临一系列技术难题，需要运用一系列工艺技术进行分析和解决。
一、低渗透油田注水开发的技术难点1. 渗流能力较差：低渗透油田地层的渗透率较低，渗流能力差，注水后水分容易形成通道，水分注入效果不理想。
2. 孔隙结构狭小：低渗透油藏的孔隙结构比较狭小，孔隙隙径小，导致注水后易形成孔隙堵塞，增加开采难度。
3. 井网间距大：低渗透油田的井网间距较大，使得注水后地层压力分布不均，部分地层无法充分受压，导致开采效果低下。
4. 油水分离困难：由于地层渗透率低，原油和水的分离困难，容易出现油水混采现象，影响原油品质和开采效率。
二、低渗透油田注水开发的工艺技术分析1. 地质条件分析：对低渗透油田地质条件进行充分分析，包括地层厚度、渗透率、孔隙度、岩石类型等，为注水开发提供基础数据。
2. 水质分析：对注入水质进行分析，选择水质适宜的注入水，减少地层堵塞和井口腐蚀。
3. 注水井选址：根据地质条件和地表条件，合理选址注水井，确定注水井的井网布置方案，提高注水效果。
4. 注水包压技术：采用注水包压技术，通过控制注水压力和注水速度，避免注水通道的形成，提高注水效果。
5. 调整注水剂量：根据不同地层情况，调整注水剂量，合理分配注水井的注水量，提高地层压力，促进原油产量增加。
6. 注水效果监测：建立注水效果监测体系，实时监测地层变化情况，及时调整注水方案，确保注水开发效果。
7. 油水分离技术：针对低渗透油藏的油水分离困难问题，采用先进的物理、化学分离技术，提高油水分离效率。
三、低渗透油田注水开发的工艺技术应用案例1. 美国马塞拉斯盆地的低渗透油田注水开发技术美国马塞拉斯盆地是世界上重要的低渗透油田之一，地层渗透率在0.05md以下。
简述采油注水的工艺采油注水就是把合格水质的水通过高压注水泵加压后经注水井注入油层，在整个油层内人工建立起水压驱动方式，恢复和保持油层压力的一整套工艺。
由于油田的开采时间比较长，油层中的能量消耗太多，油层压力不足。
油田后期的开采出现原油粘度增加，导致油井产量降低甚至出现了停产现象。
为把原油开采出来，可采用通过向油层中注水的工艺，补充地层能量，保持和增加油层压力，降低原油稠度，提高采油速度和采收率，抽稀井网，减少钻井数，延长油井自喷期。
下面系统论述采油注水工艺。
一、注水工艺中对注入水质的要求分析1.注水水质目标。
油田注水工艺中对注入水质的要求必须达到总目标是：不腐蚀注水流程，不堵塞油层（不腐不堵）。
而对水质的基本要求是：一要严格控制注入水中悬浮固体（机械杂质）的浓度和粒经。
二要严格控制注入水中溶解氧的含量。
三要严格控制注入水中二氧化碳、硫化氢的含量。
四要有效的抑制细菌的活动。
五要注入水要与油层岩石地层水相配伍。
2.注入水水质标准的确定。
制定注入水水质标准目的是为了利用最廉价的水来满足油田注水井对注入水量的需要。
或在能满足注水井长期配注要求的前提下，水质标准可放宽。
3.水质测定方法。
其一是采用悬浮固体含量测定，主要通过滤膜過滤法和比浊法测定；其二是采用悬浮固体颗粒直径测定；其三是采用总铁含量分析测定，主要有磺基水扬酸，硫氰酸盐比色法和测铁管法三种方法；其四是采用溶解氧含量测定，包括测氧管法比色法和碘量法两种；其五是采用游离二氧化碳分析方法测定；其六是采用硫化物（二价硫）含量分析，主要是固体测硫管比色法和液体测硫管比色法；其七是通过硫酸盐还原菌、腐生菌和铁细菌含量分析；其八是通过滤膜系数分析测定，其中滤膜系数是指在0.14MPa压力条件下，让1000mL的水样通过滤膜（Φ47，孔径0.45μm）所需的时间的函数。
MF值是衡量水样对滤膜的对细微孔道堵塞程度的综合性的指标，MF越大，反映的水质越好；反之说明水质差。
