粘度是储层流体的重要性质之一. 它在油井产能和驱替效率中起着核心作用，对完井策略有重要影响. 准确评估稠度的面向和垂向变化将有助于更真实的油藏模拟和优化油田开发规划. 井下流体分析(DFA)已成功地用于实时测量井下储层流体的性质. DFA在测量流体梯度方面具有优异的精度，这反过来又使精确的热力学建模成为可能. 将DFA测量与热力学建模相结合已越来越多地用于评价重要的储层性质，如连通性, 流体成分和性质梯度. 热力学模型是唯一被证明可以处理所有类型的原油以及平衡和不平衡条件下重端梯度的模型. 除了, 流体粘度取决于与DFA测量的光密度相关的重端浓度. 因此, 粘度和光密度(重端含量)测图是DFA技术新的重要应用，可用于储层构型评价和DFA测量结果的相互一致性检验. 在这个案例研究中，测量了重端含量和粘度的一个非常大的单调变化. 几种不同的堆积砂呈现出相同的剖面. 塔顶的原油呈现出重端平衡分布, SARA和粘度, 而油柱底部的油呈现出的梯度远远大于平衡时的预期. 流体性质包括SARA含量, 黏度和光密度随色谱柱底部的深度变化很大. 这种变异的起源被证明是由于生物降解. 柱顶原油的气相色谱色谱似乎没有什么变化, 而塔底部的原油缺少所有的正构烷烃. 研究人员开发了一个新的模型来解释这些观察结果，该模型假设在油水接触面(OWC)发生生物降解，同时烷烃向OWC扩散. 在地质时间意义上，扩散是一个缓慢的过程，因为在柱顶缺乏生物降解的影响. 对储层充电时间和预期生物降解率的总体理解与该模型一致. 通过这种建模，可以实现为这些叠层砂岩储层提供第一性原理粘度图的总体目标. 将DFA与热力学建模以及石油系统建模的规则联系起来，可以提供对储层的令人信服的理解.