在油田开发过程中，回注水处理是维持地层压力、提高采收率的关键环节。碎屑岩油藏因具有孔隙结构复杂、渗透率差异显著等特点，对回注水水质的要求更为严格。水质不合格可能导致地层堵塞、腐蚀设备或加剧微生物滋生，直接影响油田生产效率和经济效益。因此，建立科学的水质检测体系，精准把控悬浮物含量、微生物活性、化学物质浓度等核心指标，是保障回注水系统安全运行的重要技术支撑。
碎屑岩油藏回注水检测需重点关注以下指标：
1. 悬浮物含量：通过重量法或激光粒度分析法测定，要求粒径中值≤2μm，浓度低于5mg/L，以防止孔隙堵塞；
2. 含油量检测：采用红外分光光度法或紫外荧光法，目标值≤10mg/L，避免油膜干扰渗流；
3. 微生物指标：包括SRB（硫酸盐还原菌）、TGB（腐生菌）等，需通过培养基培养法或ATP生物荧光法控制菌落数≤10²-10³个/mL；
4. 腐蚀性参数
检测工作严格遵循SY/T 5329-2022《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》标准：
• 取样阶段：按GB/T 12999规范执行多点等比例混合取样，确保样本代表性；
• 前处理：采用0.45μm滤膜预过滤，配合离心分离（3000r/min，15min）去除大颗粒杂质；
• 仪器分析：组合使用ICP-OES（元素分析）、HPLC（有机污染物检测）、流式细胞仪（微生物快速检测）等设备；
• 数据校核：建立实验室间比对机制，应用稳健统计法进行异常值剔除。
当前主要执行标准包括：
• API RP 45《油气田水分析推荐规程》
• GB 8978-1996《污水综合排放标准》
• Q/SH 0658-2020《油田回注水处理技术规范》
实施过程中应建立三级质控体系：每日进行仪器校准与空白试验，每周开展标准物质验证，每月完成实验室能力验证，确保检测结果误差率≤5%。
