井下流体实验室.docx
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井下流体实验室
井下流体实验室
油藏流体很少以简单的液态和气态形式分布在地下岩石构造内。
它们的形成、运移和聚集受到多种不同作用的影响，这也导致了流体组分和分布的复杂性。
过去，对油藏及其流体的复杂性估计不足通常会产生高成本生产问题，并得到不尽人意的生产结果。
最近，地层测试和取样技术的发展为油藏评价人员提供了井下实验室，能够测量井下流体性质，并获得油藏连通性更详细的信息。
烃源岩中的有机质转化成油气后运移至储层。
原始有机质组分的变化以及原油流体运移和聚集过程中发生的各种作用，常常会增加原油组分的复杂性。
流体运移至油藏后会达到平衡状态，但仍然会呈现出较大的组分梯度。
然而，由于受到诸如生物降解、多次成藏流体充填和盖层破坏等作用的影响，油藏流体常常处于不平衡状态。
井下流体分析测量技术（部分是最近引入的）可为研究人员了解油藏环境中的流体复杂性提供帮助。
在这些测试数据的帮助下，资产管理人员就可以在投入大量成本开展油田开发作业和安装生产设施之前，做出正确的决策。
尽管油田开发方案是建立在对井下流体性质充分了解的基础上，但仅仅了解流体性质还不足以实现采收率的最大化。
尤其是那些未被发现的流体流动阻挡会给作业公司带来严重的问题。
例如，经过漫长的地质时期，封闭隔层周围的压力可以达到平衡，但这种平衡并不能证明生产阶段的流体流通性。
如果不充分考虑油藏构造的复杂性，通常就需要付出昂贵的代价。
当前一些新型井下流体分析（DFA）技术可以帮助作业人员确认油藏的分隔性和连通性，以及流体的非均质性。
为了确定有效油藏开发所需的流体性质，工程师广泛应用了DFA技术[1]。
尽管是通过大量传感器获得的流体性质数据，但建立在可见光和近红外光（Vis-NIR）基础上的光谱学才是碳氢化合物DFA测量的基础[2]。
该技术利用流体的光吸收性以及其他不同物质的光散射性来确定流体组分（C1、C2、C3-5、C6+和CO2）、气油比（GOR）、沥青质相对含量和水含量。
利用DFA测量技术，还能够确定PH值和电阻率（在流体为水的情况下）、折射率、荧光以及油藏流体密度。
在DFA测量技术得以应用之前，作业公司通常采集有限数量的流体样品，将其送至实验室，并且通常需要经过一段较长的时间才能获得油藏流体描述报告。
在未经实时分析确认流体复杂性的情况下，分析人员通常假设流体具有简单的特性。
尽管这一代表性的结果是一个最初看似经济有效的简化评价程序，但它却是以未能充分了解油藏复杂性为代价的。
这样评价的结果往往会增加项目的总成本。
利用实时DFA技术进行分析时，流体分析方案的复杂性和成本与液柱的复杂性相一致。
取样和测试效率的提升可帮助作业公司了解流体复杂性，并解决由井下数据而产生的相关问题。
很多原因都会导致流体性质复杂多样。
干酪根（全球各地原油的主要母体物质）主要由选择性保留下来、抗腐蚀的多孔状有机物（藻类、粉团、孢子和叶角质层）和生物有机质的降解残留物（非晶质）组成。
干酪根的转化以及流体从烃源岩到储集岩的运移都会影响流体性质和组分。
此外，在温度、压力、重力、生物降解、相变和油藏成藏期等方面的差异也会导致油藏范围内的流体复杂性。
在深水油田早期开发过程中，技术人员在流体组分测量方面更关注井筒、输油管线及生产设施中的流动保障问题。
然而，显而易见的是，油藏中存在着更重要的问题。
因此，研究人员将流体分析重点转向了油藏。
了解地下流体性质对井位部署、油藏开发、完井策略制定和地面设施设计具有重要的影响。
油藏工程师可以利用DFA传感器提供井下实验室量化流体性质，其准确度与地面实验室的测量准确度相近。
能够在油藏条件下测量流体性质是DFA技术的优势。
与地面实验室中的等效测量不同，工程人员可以重复实验、进行结果验证或利用测量数据解释油藏非均质性等。
在地面实验室也可重复测量，但仅针对同一样品。
在每个DFA测点都具备相同的DFA仪器、测量时间、温度、校准标准和技术操作员，而测试的流体不同。
研究人员还可以利用DFA测量确定油藏分隔性，油藏分隔性是指在油田开采期间，油田的不同区域间缺少自由流体流动[3]。
油藏中流动单元的规模可大可小，在生产过程中要想实现有效驱油，就需要尽可能在经济可行的情况下使油井的油藏接触面积达到最大。
由于油藏分隔性是造成油藏开发效果不佳的一个主要原因，因此，一些专家认为这是深水作业公司在战略性油藏开发方面所面临的最大难题[4]。
本文综述了包括油藏充填在内的油藏流体形成和运移情况，以及其对流体性质造成的影响。
同时还讨论了组分梯度（即流体性质随深度变化而发生平稳连续的变化）与油藏分隔检测技术。
此外，本文还论述了将沥青质平衡分布作为油藏连通性的一个指标的一些最新发展成果[5]。
通过墨西哥湾深水区域、北海和非洲海上的一些研究实例，介绍了新型取样方法和技术的应用情况。
流体复杂性
在油气行业外部存在着大量有关实际碳氢化合物产地的错误观念。
也许一些著作（如JulesVerne的《地心游记》）或类似的描述已经给普通公众留下了深刻的印象，即石油存在于广阔的地下湖泊中，等待富有冒险精神的石油公司去钻井开采出来，这一过程就像用吸管吸食汽水一样简单。
但石油技术专家却并不这么认为，他们知道碳氢化合物被圈闭在储集岩中的孔隙空间内，只有通过合理的作业以及成熟的技术才能将其开采出来。
然而，即使在专业人员当中，也常常有人对油藏中的油或气认识过于简单。
尽管石油并不存在于地下湖泊中的这一观点已获公认，但许多业界人士还是将油藏看作是一个有点类似于充满了均质流体的大型多孔状容器。
事实上，油藏构造非均质性和流体组分复杂性的现象非但存在，而且还相当普遍，绝非特例。
在深层油藏构造中情况更是如此，时间和自然力的共同作用会为此种非均质环境的形成创造理想的条件。
随着沉积盆地的成熟，各种影响碳氢化合物生成、运移和聚集的作用导致了流体组分的复杂性。
要想了解油藏中碳氢化合物分布的复杂性，必须先了解烃源岩。
在地壳中发现的预计储量为6×1015吨的有机物质中，95%是以干酪根的形式出现的[6]。
大多数碳氢化合物就是从这种结构单元中产生的。
干酪根由诸如藻类、孢子、高等植
物碎屑、花粉、胶质和蜡之类的植物遗体组成[7]。
干酪根热熟化过程会排出油和气之类的流体，留下固态、熟化形式的干酪根（下图）。
第一类干酪根相当罕见，这类干酪根易生油，主要由藻类和细菌残留物组成。
美国中部地区发现的湖成GreenRiver页岩就属于这类干酪根。
第二类干酪根是陆源相和海源相的混合物，这类干酪根可成为易生油或气的干酪根，主要取决于温度和各种成分之间的比例。
第三类干酪根由木质陆源物质组成，此类干酪根易生气。
北美和欧洲的许多煤矿都含有第三类干酪根。
这类干酪根中的烃气以甲烷为主，但同时也包含乙烷、丙烷、丁烷和戊烷。
第四类干酪根是死碳，这类干酪根几乎无法生成油气，常常由之前曾经历掩埋和熟化过程的再沉积有机质组成[8]。
干酪根向碳氢化合物转化示意图。
VanKrevelen图通过绘制氧/碳比和氢/碳比的交会图来对干酪根进行分类。
在干酪根熟化过程中，干酪根在热力作用下转化成碳氢化合物。
熟化度增加的演化路径（绿色箭头）显示，不同类型的干酪根源生成各种不同的碳氢化合物。
此外，早期转变过程中还会伴生水和二氧化碳。
随着富干酪根烃源岩的掩埋和压实，在不断增加的温度和压力环境下，有机质在后成作用下转化成原油。
流体运移进入渗透性岩层受三大参数的影响：
毛管压力、浮力和水动力[9]。
随着流体充填进入储层，流体平衡可能会遭到严重破坏（下图）[10]。
例如，如果流体通过高流动性通道（如断层）流入储层，就会出现较差的流体混合状态。
经过漫长的地质时期，通过分子扩散和重力分异作用，可以达到碳氢化合物的流体平衡状态。
轻质气体上升到储层的最顶部，水通常充填最底部，而各种不同密度的碳氢化合物则分布在两者之间。
Stainforth油气充填史模型。
Stainforth模型显示，油气充填史决定了碳氢化合物的分布。
在早期阶段，低熟化度烃源岩（左）生成了较重质油，中熟化度烃源岩（中）生成了中粘度油和气体的混合物，最后，高熟化度烃源岩（右）生成了较轻质油和气体。
较轻质流体上升到储层顶部，推动早期流入的流体向下流动。
烃柱中溶解气（反映在GOR上）的范围受压力和温度的制约。
本模型中的流体处于不平衡的状态。
储层流体是否能达到平衡取决于垂向渗透率和热梯度等参数。
除了极少数特例外，第一类和第二类干酪根是液态烃生成的前提。
重油在最初的低热转化阶段生成，可以沥青或焦油沉积的形式保存下来。
温度增加导致较轻质油的产生，其常常是从早期形成的重油中裂化而来。
但石油的生成也受到温度的制约。
当温度超过生油窗的上限（约为150°C（300°F））时，就会生成凝析液和湿气。
在更高的温度下，通过一种被称为变生作用的更极端的热力过程，可产生更为简单的气体，最终生成以甲烷气为主导的碳氢化合物（下图）。
碳氢化合物熟化图。
在成岩作用下，早期碳氢化合物形成于未熟化烃源岩，在此过程中，有机质被掩埋、压实并发生化学变化。
在缺氧微生物将有机质转化成甲烷的过程中，也会发生细菌成岩作用。
随着掩埋深度的增加，温度也上升到50°C以上，此时，微生物死亡，后成作用占据主导地位。
该过程类似于炼油厂的高温裂解和分馏过程（在炼油厂中，重油被转化成了较轻质的原油产品），但在整个地质时期，这一过程也会出现在更低的温度环境下。
变生作用是碳氢化合物生成的后期阶段，发生在150°C以上的温度下，在此种高温环境下，有机质和之前生成的原油被转化成天然气（以甲烷为主）。
与受限的生油窗（指局限于某种干酪根类型和特定的温度范围）不同，天然气可在各种不同环境下生成。
天然气可以源自所有类型的烃源岩，并具备广泛的生成温度范围。
在成岩作用（早期掩埋）下，厌氧微生物能够将烃源岩有机物转化成甲烷。
在后成作用和变生作用时期会产生大量的天然气[11]。
流体本身的熟化过程可能会产生复杂的流体液柱及组分梯度。
重力条件下的浮力所产生的自然力以及溶解性可在液柱中形成沥青质梯度。
重力作用会将密度较小的碳氢化合物（尤其是气体）驱到储层顶部。
由于沥青质不溶于气体，因此，较大的气油比梯度的存在会导致沥青质梯度的形成，即沿液柱方向，高度越低沥青质浓度越高。
对流和扩散的运移过程也可以是活跃的。
与扩散不同，对流要求足够高的热梯度或反向的密度梯度，以实现流体分布变化。
这些常规过程通常会形成依照重力作用顺序排列的流体梯度，从下至上依次为重油、中粘度油、轻油、凝析油、湿气、较轻质气体和甲烷。
不过也常常存在不平衡的状态，即使在特定的流体平衡地质时期也不例外。
储层中的流体混合过程可能极其缓慢。
构造作用、断层活动和储层非均质性更是加大了流体分布的复杂性。
作用在储层流体上这些过程可使其处于一种不平衡状态。
发生在油水接触面（OWC）处的生物降解作用是导致流体不平衡的另一因素。
主要是在缺氧环境下的产甲烷菌和硫酸盐还原菌的作用下，由饱和烃的代谢转化引发了生物降解作用。
油水接触面处生物降解所导致的烷烃优先分离现象会增加沥青质的浓度，从而产生较大的不平衡粘度梯度。
油水接触面可能会随着后续的储层流体充填或密封液泄漏而发生变化，但生物降解作用只能在低于80°C（175°F）的温度条件下才能保持活跃状态，若高于该温度条件微生物则无法存活。
此外，生物降解作用还会提高油粘度、降低API比重、提高沥青质和硫含量以及增加金属浓度等[12]。
生物降解作用可对油质和产能产生决定性的影响[13]。
生物降解油可以混合油的形式出现。
例如，首先出现的初生油是生物降解油，接着出现后续油藏流体充填所产生的原油。
生物降解作用停止后出现的次生油可能不会受到影响，但会使流体性质出现空间变化。
此外，生物成因气或热成因气可能会越过储层中的现有油而向上运移，并扰乱现有的储层流体梯度[14]。
初生油的气油比随着这些气体的流入而发生变化，从而引发组分变化[15]。
通过检测充填和再充填所造成的梯度破坏，可以发现储层中存在分隔现象，本文后部分将对该主题进行讨论。
归根结底，储层是一个包含了混合流体的复杂构造，而非一个充填有水层、油层和气层的开放式容器。
仅仅依靠一种工具根本无法确定这些复杂性，工程人员需要利用多来源数据来制定完井策略和油藏开发规划。
事实证明，在了解储层流体和构造复杂性方面，DFA测量是一项十分高效的技术。
应用驱动创新
电缆地层测试器（WFT）首次出现于20世纪50年代，当时是作为一种取样工具，用于取出流体样品用作地面分析。
污染（尤其是钻井液滤液污染）以及取样和运输过程中发生的流体变化都会影响流体样品的实验室测试工作。
新一代仪器的不断涌现推动着更先进仪器的开发进程，如MDT模块式地层动态测试器，该仪器融合了多种创新技术，如具备多个采集室、能够在采集样品前将流体泵入井筒、具备更高的准确度和解析度、可采用各种类型的探针、采用双管封隔器组件以及能够聚焦取样等，这些技术的应用可以显著降低泥浆滤液污染（下图）。
同时，MDT仪器也是流体性质测量的主要平台。
MDT仪器。
MDT仪器可提供井下InSituFamily服务。
除了InSituFluidAnalyzer模块外，还具备用于快速流体样品清洗的QuicksilverProbe仪器、用于使取样流体和屏蔽探针流体流动的双抽汲模块以及一个取样瓶模块。
将采出的样品用于储层流体的地面实验室分析。
油藏工程师需要获得准确的流体性质评价数据，用于油藏评价、流动保障分析、油藏模拟和建模、设施设计、生产策略制定、储量计算及采收率评价等工作。
有时，早期的取样技术并不能提供最佳的结果。
工程人员采用相对较少的样品建立一些十分简单的流体模型，来解释储层中的流体分布情况。
此外，工程人员还利用分析方法来校正受相变和泥浆滤液污染影响的实验室测量数据，这些测量数据常常会导致错误的流体描述。
能够在取样开始前从地层中泵出受污染流体已经在一定程度上克服了这一局限性。
MDT仪器的抽汲模块可以使储层流体流入并通过仪器，从而减少滤液污染，获得几乎不受污染的原始流体（正如通过DFA测量一样），并能够利用仪器携带的取样瓶采集储层流体。
在科威特开展的一项此类作业中，作业人员在66.5小时内抽汲了2100升（555加仑）流体，采集到了无污染的流体样品。
尽管能够抽汲大量流体，但当需要多个样品或作业公司的目标是具备多个测试点的DFA流体剖面时，该技术也不是一个高效的方法。
QuicksilverProbe聚焦取样仪器。
QuicksilverProbe仪器的同心入口流动区域与MDT仪器中的独立泵相连（右）。
外部探针（屏蔽探针）吸取滤液并在取样过程中持续抽汲，防止受污染的流体流入主探针。
与常规探针组件（左）相比，该装置除了可以降低样品污染度以外（右图表），还可以更快速地获得符合标准的样品。
2006年，研究人员在MDT仪器中增加了一个聚焦取样探针，这一措施极大地提高了井场效率，作业人员可以随时采集不受或基本不受泥浆滤液污染的流体样品[16]。
QuicksilverProbe仪器采用了一个同心取样装置和两个同步泵，可在更短的时间范围内采集无污染的样品（上图）。
外部保护环将从四周流入探针的流体（主要是滤液和受污染的地层流体）抽出。
流经中央探针的流体迅速从滤液污染流体转化成符合现场流体性质测量要求的地层流体。
采用这种技术，就可以快速获得低污染的流体样品，用于井下分析，并能够在合理的时间范围内采集更多的样品。
同时，仪器还具备先进的传感器和流体分析功能，当仪器还在井中时就可记录和评价流体性质，这样工程人员就无需每次都将样品取回地面。
此外，工程人员还可以根据在井下环境中测得、具备实验室测量品质的测量数据生成整个储层段的FluidProfiling测井图。
井下实验室
多数大型服务公司都会开展各种形式的井下流体分析业务。
每个公司都会选择一些特定的流体分析技术，其中包括光吸收技术和磁共振技术。
MDT仪器中的InSituFamily传感器可以提供以下测量数据：
●碳氢化合物流体组分（C1、C2、C3-5和C6+）
●气/油比
●二氧化碳含量
●颜色（及沥青质相对含量）
●荧光
●PH值（对于水样）
●实时流体密度和粘度
●油基泥浆（OBM）污染
●电阻率
●压力和温度（取样深度上）
但是，最基本的流体分析方法还是InSituFluidAnalyzer模块提供的光谱学技术（下图）[17]。
井下流体实验室。
在流体流经MDT仪器的过程中，InSituFluidAnalyzer设备相当于移动式流体实验室。
两台光谱仪用于测量流体的光吸收性质和颜色。
荧光传感器可以提供反凝析检测，并分辨乳液中油的种类。
通过将对PH值敏感的染色剂注入液流（图中未显示）并检测颜色的变化，可以获得水样的PH值。
在流体流经仪器的过程中，压力、温度和电阻率传感器都会采集数据。
一个实时流体密度传感器位于出油管线内，还可以在探针组件中布置第二个传感器。
光谱仪可以测量流体流经传感器时不同波长的光吸收状况，并能将水、气体、原油和油基泥浆滤液区分开来（下图）。
最初为监测污染而引入的井下光谱测量技术经历了多次发展过程。
当前的仪器包括两个光谱仪：
滤波阵列光谱仪和光栅阵列光谱仪。
尽管这两个光谱仪共享相同的光区间，但却覆盖不同的波长范围，相互之间具有互补功能。
滤波阵列中20个波道的波长覆盖从400到2100纳米范围内的可视和近红外光谱（Vis-NIR）。
这些波道显示流体的颜色和分子振动吸收情况，并可显示水和二氧化碳的主吸收峰。
同时，传感器还可以检测PH值测量的颜色变化。
光栅光谱仪有16个波道，光谱范围涵盖1600到1800纳米的近红外光谱，在这一范围内，储层流体具有能够反映其分子结构特征的特有吸收性。
对于储层流体来说，很多信息都在近红外光谱范围内[18]。
光谱测量获得的流体光学密度图。
InSituFluidAnalyzer仪器结合了两种光谱仪：
一个涵盖400－2100纳米频率范围的滤波阵列光谱仪以及一个具备1600－1800纳米较窄频率范围的光栅光谱仪（在这一范围内，储层流体具有能够反映其分子结构特征的特有吸收性）。
可视光频率在500纳米左右，近红外光频率在750－2500纳米之间。
油田流体具有特定的光谱光学密度（OD）性质，与通过流体的光频率相关。
可视光（Vis）最适合用于分辨沥青质的相对含量。
近红外光谱可有效用于水检测、水油区分以及确定油型。
最初为检测样品质量而引入的光学光谱仪，尤其适用于在取样过程中检测油基泥浆滤液向储层流体的转移情况。
油基泥浆滤液并不含有沥青质或大量的溶解气，因此，利用可视光光密度测量所获得的沥青质含量数据可区分油基泥浆滤液和原油。
近红外测量获得的溶解气含量数据是流样的另一项样品质量指标参数。
利用碳氢化合物的颜色来分辨油型，如深色代表重油，颜色清晰或极淡的代表凝析油。
不应将颜色这一术语与诸如红色、绿色或蓝色之类的色彩相混淆。
当在背景灯光（背景灯光可以产生荧光）下观察原油且光吸收产生大量的颜色时，可以发现这些更特殊的色彩。
事实上，已经在墨西哥湾地区开采了多年的蓝色原油，光照下的强荧光是产生蓝色的原因（下图）。
采用正确的测量方法，原油通常是褐色的，其显色代表褐色吸收程度。
蓝色原油。
高含量的二萘嵌苯（一种多色碳氢化合物）以及环境光照下的强荧光是墨西哥湾原油产生这种独特蓝色的原因。
一般情况下，原油是褐色的，其颜色（如光学光谱测量的颜色）通常指“褐色”度。
显色的其中一种用途是确定流样受油基泥浆滤液污染的程度，油基泥浆滤液仅含有少量或不含沥青质，因此几乎没有颜色。
可以在MDT仪器通过DFA模块将流体从测试层段泵出的过程中，监测其颜色随时间的加深程度，来确定流体受污染程度。
除了几乎没有颜色之外，油基泥浆滤液中的溶解气通常也可以忽略不计（低GOR），而大多数原油含有大量的溶解气。
在抽汲流体过程中，取样流体的GOR从低变高，表明流样的污染程度随着原油所占百分比的增加而减少。
除了有效用于确定污染程度外，井下测量的GOR数值（在温度和压力效应出现之前）也是确定现场流体性质的一个重要参数。
样品污染只是光谱学测量的一个方面。
根据分子复杂性的不同，其会对电磁波（如可视光谱和近红外光谱中的电磁波）产生影响。
沥青质和胶质含量较高的油颜色更深，其吸收性也比简单的碳氢化合物强。
在近红外光谱范围内，光吸收会引发分子振动，其振动方式与其他机械振荡器（如吉他弦）相似。
最强的吸收性出现在特有频率上，该频率取决于碳氢化合物的分子结构。
甲烷（CH4）是一种最简单的碳氢化合物，它具有独特的氢碳比，具有清晰的光谱信号。
乙烷由两个CH3基团（甲基）组成，具有不同的光谱信号。
多数气态烃取决于其CH3化学基，而液态烃则取决于CH2化学基（亚甲基）。
研究人员利用光谱信号从其他气体和液体中区分甲烷和乙烷。
二氧化碳（CO2）有其特有的激发频率，可以通过InSituFluidAnalyzer测试数据加以确定。
当碳氢化合物分子比乙烷复杂时，频率信号就变得更复杂。
因此，一般是对包含丙烷、丁烷和戊烷的基团（C3-5基）组合起来进行分析，液态烃包括己烷及分子结构更复杂的碳氢化合物（C6+基）。
在近红外光谱中，水的光吸收涵盖较广的光谱范围，并与许多烃峰重叠。
水的存在会使检波器无法检测到其他流体，尤其是二氧化碳。
原油中的芳烃组分是碳氢化合物产生荧光的原因，可以根据其颜色和亮度确定油型（下图）。
多年来，紫外光（UV）和荧光一直在石油行业得到广泛应用。
不可见光（紫外光）曾一度在电缆测井仪器中非常常见，主要用于岩心分析以及在大多数滤液被采出来后，用于追踪检测地层流体样品中的油气含量。
目前，泥浆录井技术人员仍利用不
可见光对钻屑进行荧光检测。
碳氢化合物荧光。
发色团是一些吸光分子，荧光团是次一级的发色团，能够吸光后发出荧光。
就原油而言，实际上所有的发色团和荧光团都含有相同的芳香碳。
石墨是大型环状结构中的一种芳香碳，颜色相对较黑。
在可视光谱中，吸收光的重油看起来是暗色的，而吸光较少的较轻质油则颜色较浅（上）。
在紫外线照射下（下），重油会产成一种暗淡、红棕色的荧光。
轻油看起来是蓝色的，在亮度增加的情况下会产生荧光。
很明显，最轻质的原油只吸收极少量的可视光和部分紫外线，所以尽管能够发出荧光，但却非常微弱。
利用InSituFluorescence传感器可在井下进行荧光测量。
尽管该传感器仍然保留了部分早期功能，但也增加了一些新功能，包括流相检测和油型识别等。
荧光测量的其中一项应用是检测反凝析（也称反凝析液），在抽汲仪器中，当压力随着每次冲程而下降时可能会出现这种情况[19]。
对乳液中的流体实施分类是荧光技术的一项最新创新应用[20]。
重油样品采集过程中常常形成乳液，因为油中的沥青质既可以充当地层水的表面活性剂，又能充当水基泥浆（WBM）滤液的表面活性剂。
这些乳液形成的同时会出现大量的光散射，使得光密度测量解释变得十分困难。
实验室中常常利用离心机和化学试剂对流体实施脱乳，从而进行原油组分分析。
该技术并不总能获得成功，井下应用也是如此。
与光密度测量不同，荧光测量相对不易受乳化状态的影响，并可以定性指示油型（下图）。
这一点在确定重油储层组分分级流体的过程中尤为重要，如那些受生物降解作用影响、无需利用泵入作业获取无乳样品的流体[21]。
荧光测量和乳液。
地面实验室利用离心机和化学剂分解乳液，从而测量原始油气的性质。
图中展示了六个重油乳液样品在脱乳前（左上）和脱乳后（左下）的近红外测量结果。
乳液样品D、E和F显示了强烈的光散射，这会引发光密度变化。
同时，在波长高于2200纳米处出现了一个明显的水峰。
尽管样品B（黄色）和样品D（绿色）乳液的光谱信号不同，但根据它们的光学性质对其实施脱乳后，却发现两者具备相似的原油组分。
井下光学光谱学测量无法实施脱乳作业。
但荧光测量光谱却可以不受乳化作用的影响（右），其测量结果与那些脱乳油的测量结果相同（图中未显示）。
样品B和样品D的荧光光谱清晰地表明两种乳液具备相似的油型，而根据乳化样品获得的光谱数据却不能清楚地显示这一点。
水的PH值是另一项重要的储层流体性质。
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