数值模拟过程及历史拟合方法

数模模拟过程及历史拟合方法2008年1月中国石油大学（北京）目录*数值模拟的过程*地质参数的注意事项*历史拟合的过程及方法*热采模型岩石及流体参数中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要模型1)按流体相数目：单相流模型、两相流模型、三相流模型。2)按空间维数：一维模型、二维模型、三维模型。3)按油藏特性类型：气藏模型、黑油模型、组分模型。气藏模型按其组分的贫富，可以用黑油模型，也可以用组分模型。4)按油藏结构特点、开采过程：裂缝模型、热采模型、化学驱模型、混相驱模型、聚合物驱模型等。其中：

黑油模型：描述油、气、水三相同时存在的油藏数学模型，一般认为，只有天然气可以溶于油中或从油中分离出来，油和水及气和水之间不发生质量交换。（ECLIPSEE100）

组分模型：描述油藏内碳氢化合物化学组分的数学模型。（ECLIPSEE300）

热采模型：描述注蒸汽、热水以及添加剂的简化组分模型。（CMG）中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择

3)油藏数值模拟模型的建立

4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析基础资料包括：

地质模型所需静态参数、油藏流体（组分）参数、岩石流体参数、油藏初始条件、生产动态参数。静态数据包括：

模拟区块内井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析静态数据包括：

井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。顶面深度(顶部构造):海拔深度（包括井），构造线深度应该与井的顶部海拔深度一致，即使井上部为干层，构造线一般也从干层的顶部算起。对于水平井（当然不可能完全水平），模拟时最好也给出端点或拐点轨迹海拔深度。断层：数模中，用近似的沿每个网格边线的阶梯型线段表示。角点网格可以很好地反映与网格边界平行的断层，并且只能反映顶底部断层轨迹线所组成的空间曲面。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析厚度：

地层厚度，并不是地质上所谓的砂层厚度，而是实际油藏的地层厚度，可以用测井解释后的顶底层之差求得。有效厚度：有流体存在并且参与流动的地层厚度，包括参与流动的夹层部分。不是地质上所谓的油层厚度，而是油藏中流体可以流动的砂层厚度。静态数据包括：

井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析渗透率：

指有束缚水存在时的流体渗透率，即有效渗透率。平面渗透率值越大，井周围的流动性越好，压力传导越均匀，开采效果越好。垂向渗透率对于底水油气藏的影响如何？孔隙度：不包括非连通部分的孔隙度，即有效孔隙度。一般情况下，孔隙度越小，毛管压力越大，过渡带外推时见水时间晚，含水率缓慢上升。静态数据包括：

井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析夹层、隔层、干层：夹层指储层之间孔渗值比较低，油（气）饱和度也比较低的层。当夹层不参与流体流动时，既传导率为零时，既可用隔层表示。干层是不含任何流体或流体饱和度为零的层，相当于数模中的死节点。尖灭区：数模模型中用零厚度表示，使用时应尽量避免。静态数据包括：

井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析水体：

一般包括网格水体、数值水体和解析水体三种。一般当三维网格范围并没有包含全部的油气藏外接水体时，才需要加水体。在划分网格时边底部一般至少留出一个网格用于连接水体，一般使用数值水体的较多，也可通过修改水区的孔隙体积实现，即网格水体。对于边水油气藏，水体的方向对拟合指标的影响较大，因此模拟时应该十分注意水体的方向与到油气藏距离的影响。静态数据包括：

井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析基础资料包括：

地质模型所需静态参数、油藏流体（组分）参数、岩石流体参数、油藏初始条件、生产动态参数。油水相渗曲线油气相渗曲线油藏流体（组分）参数、岩石流体参数包括：

非热采模型：油水气密度、体积系数、粘度；原油高压物性参数；岩石压缩系数；油水相渗曲线和油气相渗曲线。

热采模型：油水气密度、体积系数、粘温曲线；气液相平衡常数；岩石压缩系数；油气水、岩石的热物性参数；不同温度时的油水相渗曲线和油气相渗曲线。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析基础资料包括：

地质模型所需静态参数、油藏流体（组分）参数、岩石流体参数、油藏初始条件、生产动态参数。油藏初始条件包括：

平衡条件初始化：油水界面、油气界面、压力梯度等（利用平衡区定义多个油水、油气界面）；非平衡条件初始化：初始含水饱和度场、初始含气饱和度场、原始油藏压力分布场。（热采模型中还包括初始温度场；添加表活剂时包括初始表面张力场等）中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析基础资料包括：

地质模型所需静态参数、油藏流体（组分）参数、岩石流体参数、油藏初始条件、生产动态参数。生产动态参数包括：井位示意图；射孔完井报告、井史报告；试油、试井和试采资料；吸水剖面、产液剖面资料；生产井动态资料：日产油、日产液、日产气、井口压力、井底流压、措施报告。注水（汽）井动态资料：日注入量、注入压力。（注添加剂井：各注入流体组分的摩尔分数）中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择

3)油藏数值模拟模型的建立

4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程2.数值模拟模型的选择原则：（1）如果整个计算过程能够保证任意网格的压力不会低于泡点压力时，可以选用油水两相（OIL、WATER），适用于地饱压差较大，溶解气油比较低的油藏；（2）对于地饱压差压差较大，整个计算过程有可能脱气的油藏，无论气顶是否存在，一般都选用三相模型（OIL、GAS、WATER、[DISGAS]）；（3）对于凝析气藏（或带油环）一般选用组分模型（OIL、GAS、WATER、COMP、[ISGAS、EOS]）；（4）纯干气藏选用气水两相模型即可（GAS、WATER）。（5）热采模型中稠油和超稠油一般可不考虑溶解气的存在，模拟组分仅包括稠油和水（蒸汽）。对于普通稠油注蒸汽开发则要考虑溶解气的存在（用气液相平衡常数K计算油气分配）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择

3)油藏数值模拟模型的建立

4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程3.油藏数值模拟模型的建立油藏模型一般包括：（1）输入输出控制模块；（2）网格定义及油藏顶面深度、地层厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、水体定义；（3）流体组分定义模块：黑油模型－油水气的PVT特性、密度、粘度、压缩系数；组分模型－各组分的临界特性、摩尔质量、密度、不同压力时液相和汽相中的摩尔含量等；热采模型－各组分的粘温曲线、气液相平衡常数、密度、临界特性、热物性参数（导热系数、热容、顶底层热损失系数）；化学驱模型中还需考虑界面张力变化、吸附数据、残余阻力因子等。（4）岩石流体特性：油水相渗、油气相渗。（5）初始条件：饱和度分布、压力分布、溶解气、泡点压力等。（6）生产动态模块：生产井、注入井的动态，历史拟合和方案预测。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择

3)油藏数值模拟模型的建立

4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程4.油藏模型的初算和调通原则和方法：

（1）检查数据文件是否有语法错误，是否露掉有效厚度（或静毛比）、KZ（DZ）数据项，垂向渗透率比值是否合理；（2）确定选用的油气藏类型：油水两相、气水两相、三相黑油或组分模型是否合适；（3）检查投产日期、相渗、PVT、油水（油气）界面、输入输出控制等重要数据项是否正确齐全；（4）需要考虑水体时，按实际的来水方向加入水体。注意！模拟计算时常常出现迭代失败或速度很慢情况，不排除计算软件的稳定性问题，主要和模型有关。一般需检查以下数据：是否有大量的小孔隙网格存在？网格是否严重扭曲？是否有大量的非相邻网格存在（ECLIPSE软件有提示）？井射孔位置是否是错误的？含水率是否太快？模型地层是否能够提供足够的产量，是否能够容纳配注量？迭代控制参数是否合理？相渗曲线是否严重扭曲？

中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择

3)油藏数值模拟模型的建立

4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程5.历史拟合及剩余油分布规律油气藏数值模拟历史拟合的顺序后面详细讲解中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择

3)油藏数值模拟模型的建立

4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程6.方案预测及最优方案推荐方案预测一般包括：“新区开发方案预测”和“老区开发方案预测”

（1）新区开发方案预测

A.开发指标预测。

天然能量开发预测；注水开发预测；不同井距、不同井网开发预测；不同层系开发预测；不同开采速度预测。B.对比不同开发方案。

经济效果分析不同方案敏感性分析选择合理的开发方案。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程6.方案预测及最优方案推荐方案预测一般包括：“新区开发方案预测”和“老区开发方案预测”

（1）老区开发方案预测

A.加密井或局部新井投产。B.根据剩余油分布开采层段补孔；C.封堵油井高含水层；D.增大生产压差或改间歇开采等；E.增加或限制注水，根据高含水层突进方向进行平面调整；F.老井和高含水井转注；H.局部打新井完善注采关系。I.生产井侧钻中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组地质参数的注意事项静态数据包括：

模拟区块内井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。层号地层厚度(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)含水饱和度1320.5050.30.352200.802021.00.503820.16200016.00.304440.203050305.00.30510110.1626025.00.606550.192000190.01.00可能存在以下问题：（1）小孔隙度对应小渗透率，大孔隙度对应大渗透率(第3层)；（2）第2层有流动，有效厚度不应该给零；（3）第2层的KZ大于KX/KY，除非是裂缝，否则一般不会出现这种情况；（4）第三层的静毛比太低，可能有不渗透夹层存在，层应该细分；（5）第五层为油水过渡带，层应该细分；（6）第五层有效厚度比地层厚度大。层号地层厚度(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)含水饱和度1320.5050.30.352200.802021.00.503820.16200016.00.304440.203050305.00.30510110.1626025.00.606550.192000190.01.00层号地层厚度(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)含水饱和度1320.5050.30.352200.802021.00.503820.16200016.00.304440.203050305.00.30510110.1626025.00.606550.192000190.01.00层号地层厚度(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)含水饱和度1320.5050.30.352200.802021.00.503820.16200016.00.304440.203050305.00.30510110.1626025.00.606550.192000190.01.00层号地层厚度(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)含水饱和度1320.5050.30.352200.802021.00.503820.16200016.00.304440.203050305.00.30510110.1626025.00.606550.192000190.01.00层号地层厚度(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)含水饱和度1320.5050.30.352200.802021.00.503820.16200016.00.304440.203050305.00.30510110.1626025.00.606550.192000190.01.00层号地层厚度(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)含水饱和度1320.5050.30.352200.802021.00.503820.16200016.00.304440.203050305.00.30510110.1626025.00.606550.192000190.01.00层号地层厚度(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)含水饱和度1320.5050.30.352200.802021.00.503820.16200016.00.304440.203050305.00.30510110.1626025.00.606550.192000190.01.00中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组1.油藏静态参数整理、分析静态数据包括：

模拟区块内井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。井名层号顶深(m)底深(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)是否有产量P111000100420.2051.1是P211200120800.18208.0是P311003100520.165016.0否？P411004100240.00305.0是P519981005100.1605.0是P611001100650.19200.0是？地质参数的注意事项井名层号顶深(m)底深(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)是否有产量P111000100420.2051.1是P211200120800.18208.0是P311003100520.165016.0否？P411004100240.00305.0是P519981005100.1605.0是P611001100650.19200.0是？井名层号顶深(m)底深(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)是否有产量P111000100420.2051.1是P211200120800.18208.0是P311003100520.165016.0否？P411004100240.00305.0是P519981005100.1605.0是P611001100650.19200.0是？井名层号顶深(m)底深(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)是否有产量P111000100420.2051.1是P211200120800.18208.0是P311003100520.165016.0否？P411004100240.00305.0是P519981005100.1605.0是P611001100650.19200.0是？井名层号顶深(m)底深(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)是否有产量P111000100420.2051.1是P211200120800.18208.0是P311003100520.165016.0否？P411004100240.00305.0是P519981005100.1605.0是P611001100650.19200.0是？井名层号顶深(m)底深(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)是否有产量P111000100420.2051.1是P211200120800.18208.0是P311003100520.165016.0否？P411004100240.00305.0是P519981005100.1605.0是P611001100650.19200.0是？可能存在以下问题：（1）井P2的顶深和底深远大于其他井；（2）井P2的有效厚度为0，能够生产；（3）井P4的顶深小于底深；（4）井P4孔隙度为0，能够生产；（5）井P5的地层厚度为7米，有效厚度为10米；（6）井P5的Kx/Ky为0有产量；井名层号顶深(m)底深(m)有效厚度(m)孔隙度Kx/Ky(μm2)Kz(μm2)是否有产量P111000100420.2051.1是P211200120800.18208.0是P311003100520.165016.0否？P411004100240.00305.0是P519981005100.1605.0是P611001100650.19200.0是？中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法1.油气藏数值模拟历史拟合的顺序用已知的地质、流体性质和特殊岩心分析资料和实测的生产历史(产量或井底压力随时间变化)，输入计算机程序中，将计算结果与实际观测和测定的开发指标(油层压力和综合含水率等)相比较。若发现两者间有相当大的差异，则说明所用的资料与实际油田资料差异很大，逐步修改输入数据，使计算结果与实测结果一致。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法2.确定模型参数的可调范围孔隙度为确定性参数对于一个实际油田，孔隙度的变化范围较小，层内孔隙度的变化更小，一般不做修改，或者允许改动的范围很小(±3%)。渗透率为不确定性参数由于渗透率的值来源于测井解释、岩心分析和试井解释，而且井间渗透率的分布也不确定，随着生产的进行渗透率也发生着变化，因此渗透率的修改范围较大，一般可放大或者缩小2～3倍，甚至更多。有效厚度为确定性参数一般不允许调整，当个别井点没有提供有效厚度解释时，可以进行适当修改。岩石压缩系数为确定性参数岩石压缩系数为敏感性参数，实际开发过程中，岩石压缩系数受流体和应力变化影响，因此岩石压缩系数可扩大1倍。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法2.确定模型参数的可调范围相对渗透率曲线油藏模型的网格粗，网格内部存在严重非均质，因此相对渗透率曲线应看作是不定参数。油气水的PVT性质来自于实验室的实验结果，视为确定参数。油水界面、油气界面在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改初始流体饱和度和初始压力认为是确定参数。必要时允许小范围内修改。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法3.主要历史拟合指标及影响参数油气水储量油藏构造、地层厚度、孔隙度、有效厚度、油水（油气）界面、油气饱和度（场）、束缚水饱和度（场）、毛管压力、油气水体积系数、溶解气油比、水体大小。地层压力构造断层、地层厚度、夹层和隔层、孔隙度、渗透率、参考深度、压力梯度、压力场、水体大小、油气水压缩系数含水率或产量1．油气水储量、油水（油气）界面、油气水饱和度（场）、井网格位置；2．构造断层、夹层和隔层、尖灭区；3．油气水粘度、相渗曲线（束缚水、残余油（气）、端点值）、过渡带（毛管压力）；4．渗透率、孔隙度；5．网格形状与类型、网格步长与垂向厚度、油气藏模型类型、井层间产出量矛盾；6．地层厚度、有效厚度、水体大小、地层压力；7．油气水比重、体积系数、溶解气油比。（基本上按影响从大到小的顺序排列）中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法3.主要历史拟合指标及影响参数单井流压在地层压力、含水率拟合差不多后还需调整以下参数：有效厚度、渗透率、油气水体积系数和粘度、溶解气油比、井内径、压力等效半径、表皮系数、井所在网格打开程度等。生产气油比主要与溶解气油比、泡点压力、相渗曲线、渗透率、地层压力、夹层和隔层等参数有关。饱和度、压力场分布取决于含水率、地层压力、流压等的拟合情况，但经常需修改以下参数：原始饱和度和压力场分布、渗透率、孔隙度、水体大小、断层封堵性等。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法4.历史拟合的常见问题含水率随生产时间的变化曲线？油水过渡带、窜流层单井拟合分析中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法4.历史拟合的常见问题含水率随生产时间的变化曲线？初始饱和度单井拟合分析中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法4.历史拟合的常见问题含水率随生产时间的变化曲线？边水油藏单井拟合分析中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法4.历史拟合的常见问题含水率随生产时间的变化曲线？底水油藏单井拟合分析中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法4.历史拟合的常见问题含水率随生产时间的变化曲线？相渗问题单井拟合分析中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法4.历史拟合的常见问题含水率随生产时间的变化曲线？措施井：补孔合采单井拟合分析中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法4.历史拟合的常见问题含水率随生产时间的变化曲线？比较难拟合，层间差别大单井拟合分析中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法5.历史拟合结果展示QHD32-6油田目标井组日产液量、日产油量、日产水量的拟合曲线QHD32-6油田目标井组含水率随时间的拟合曲线E22井的日产水量、日产油量的拟合曲线E22井的含水率的拟合曲线中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法5.考查一下含水率随生产时间的变化曲线中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法5.考查一下含水率随生产时间的变化曲线中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组历史拟合的过程及方法6.小节根据含水率拟合曲线，拟合结果和实际数据的差别存在四种情况：低、高、前低后高、前高后低。

低：拟合曲线始终低于实际曲线；

高：拟合曲线始终高于实际曲线；

前低后高：拟合曲线前段低于实际曲线，但是后段却高于实际曲线；

前高后低：拟合曲线前段高于实际曲线，但是后段却低于实际曲线；(1)形态相似，调整相渗曲线，可分区给不同相渗；(2)形态不相似，先调整其他参数，再调整相渗；以调整其他参数为主，调整相渗为辅！中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组热采模型岩石及流体参数动力粘度20406080100120140160180200220240260280300320340360TEMPERATURE，DEGREESCENTIGRADE（℃）01.001.251.501.752.03.04.05.06.07.08.09.01015203040507510015020030040050010002000300050001000020000500001000002000005000001000000200000050000001000000020000000KINEMATICVISCOSITYCENTISTORES（mPa.s）KINEMATICVISCOSITYCENTISTORES（mPa.s）01.001.251.501.752.03.04.05.06.07.08.09.0101520304050751001502003004005001000ASTMSTANDARDVISCOSIT