CN112129680A - 天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法 - Google Patents

天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法 Download PDF

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CN112129680A CN202010838470.0A CN202010838470A CN112129680A CN 112129680 A CN112129680 A CN 112129680A CN 202010838470 A CN202010838470 A CN 202010838470A CN 112129680 A CN112129680 A CN 112129680A
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秦毅
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彭欢
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周玉超
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Abstract

本公开提供了一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法，属于油气领域。确定方法包括：将多个样品分别放在岩心夹持器中，向岩心夹持器中通入气体，测量岩心夹持器中样品的初始渗透率，每个样品由储气库储层的岩心加工而成；从多个样品中选出第一组样品；以第一种变化方式改变向第一组样品中样品所在的岩心夹持器通入气体的压力，破坏第一组样品中样品，第一种变化方式与储气库储层以第一种注采方式注采天然气时气压的变化方式相同；测量第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率；根据第一组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以第一种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度。本公开可评定储气库储层的破坏程度。

Description

天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法
技术领域
本公开涉及油气领域，特别涉及一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法。
背景技术
储气库是将长输管道输送的天然气重新注入地下空间而形成的一种人工气田或气藏，一般建设在靠近下游天然气用户所在城市的附近。储气库是目前最主要的天然气储存方式和调峰手段，当天然气的使用量小于长输管道的输送量时，可以将长输管道输送过来的天然气注入到储气库中存储起来；当天然气的使用量大于长输管道的输送量时，可以将储气库中存储的天然气开采出来使用。
储气库中天然气的流动会改变储气库储层的地质结构，造成储气库储层的渗透率发生变化。特别是在天然气注入到储气库储层的过程中和天然气从储气库储层中开采出来的过程中，天然气的流动速度很快，有可能大幅降低储气库储层的渗透率，影响到储气库储层对天然气的存储能力。
不同的注采方式对于储气库储层的破坏程度不同，为了选择合适的注采方式进行开采，以减小对储气库储层存储能力的不良影响，需要准确知晓储气库储层受到的破坏程度。
发明内容
本公开实施例提供了一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法，可以对储气库储层在不同注采方式下的破坏程度进行评定，有利于选择合适的注采方式尽可能减小对储气库储层存储能力的不良影响。所述技术方案如下：
本公开实施例提供了一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法，所述确定方法包括：
将多个样品分别放在岩心夹持器中，向所述岩心夹持器中通入气体，测量所述岩心夹持器中样品的初始渗透率，每个所述样品由储气库储层的岩心加工而成；
从所述多个样品中选出第一组样品，所述第一组样品包括至少一个所述样品；
以第一种变化方式改变向所述第一组样品中样品所在的岩心夹持器通入气体的压力，破坏所述第一组样品中样品，所述第一种变化方式与所述储气库储层以第一种注采方式注采天然气时气压的变化方式相同；
测量所述第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率；
根据所述第一组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度。
可选地，所述第一组样品包括至少两个所述样品，至少两个所述样品的初始渗透率各不相同；
所述根据所述第一组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度，包括：
根据所述第一组样品中各个样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，分别确定以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度。
可选地，所述第一组样品包括所述多个样品初始渗透率最大的样品、初始渗透率最小的样品和初始渗透率居中的样品。
可选地，所述向所述岩心夹持器中通入气体，测量所述岩心夹持器中样品的初始渗透率，包括：
向所述岩心夹持器中通入气体；
测量所述岩心夹持器的进气口和出气口的压力；
根据所述气体的流速、以及所述岩心夹持器的进气口和出气口的压力，确定所述岩心夹持器中样品的初始渗透率。
可选地，所述测量所述第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率，包括：
再次测量所述岩心夹持器的进气口和出气口的压力；
根据再次测量得到的所述气体的流速、以及所述岩心夹持器的进气口和出气口的压力，确定所述第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率。
可选地，所述气体的压力为1MPa～10MPa。
可选地，所述根据所述第一组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度，包括：
按照如下公式计算以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度Dk：
Figure BDA0002640553250000031
其中，K1为所述第一组样品中样品的初始渗透率，K2为所述第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率。
可选地，所述确定方法还包括：
在向所述岩心夹持器中通入气体之前，将所述岩心夹持器放入箱体中，所述箱体内的温度与所述储气库储层内的温度相同，所述箱体内的压力与所述储气库储层内的压力相同。
可选地，所述确定方法还包括：
从所述多个样品中的剩余样品中选出第二组样品，所述第二组样品包括至少一个所述样品，所述第二组样品中的样品与所述第一组样品中的样品一一对应，对应的样品的初始渗透率相同；
以第二种变化方式改变向所述第二组样品中样品所在的岩心夹持器通入气体的压力，破坏所述第二组样品中样品，所述第二种变化方式与所述储气库储层以第二种注采方式注采天然气时气压的变化方式相同，所述第二种注采方式与所述第一种注采方式不同；
测量所述第二组样品中样品遭受破坏后的渗透率；
根据所述第二组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以所述第二种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度。
可选地，所述确定方法还包括：
若以所述第二种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度小于以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度，则优先以所述第二种注采方式注采天然气；
若以所述第二种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度大于以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度，则优先以所述第一种注采方式注采天然气。
本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
通过采用由储气库储层的岩心加工而成的样品，表征储气库储层的破坏情况。通过向样品所在的岩心夹持器中通入气体，并按照逐渐增大、逐渐减小、时大时小、方向改变中的一种方式改变气体的压力，可以模拟出天然气注采对样品产生的影响。通过在气体压力改变前后测量样品的渗透率，可以根据样品的渗透率变化情况，确定出天然气注采对储气库储层的破坏程度，进而基于不同注采方式对储气库储层不同的破坏程度，选择破坏程度最小的方式进行天然气注采，最大程度减小天然气注采对储气库储层存储能力的不良影响。
附图说明
为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本公开的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本公开实施例提供的一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法的流程图；
图2是本公开实施例提供的一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法的流程图；
图3是本公开实施例提供的气体压力与样品渗透率之间的对应关系的示意图。
具体实施方式
为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。
储气库是利用地下岩层对天然气进行存储，因此地下岩层的渗透率会直接影响到储气库的存储能力。在储气库注采天然气的过程中(包括将天然气注入到储气库的过程和将天然气从储气库中开采出来的过程)，流动的天然气有可能破坏储气库储层的地质结构，改变地下岩层的渗透率，影响到储气库储层的存储能力。例如，在注采压力的作用下，储气库储层的岩石从坚硬缓慢过渡到酥脆，岩石里面的小颗粒有可能脱落，堵塞天然气的流动通道，导致天然气在储气库储层内的注采空间减少，即储气库储层的存储能力降低。
基于上述情况，本公开实施例提供了一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法。图1为本公开实施例提供的一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法的流程图。参见图1，该确定方法包括：
步骤101：将多个样品分别放在岩心夹持器中，向岩心夹持器中通入气体，测量岩心夹持器中样品的初始渗透率。
在本公开实施例中，每个样品由储气库储层的岩心加工而成。岩心是根据地质勘察工作或工程的需要，使用环状岩心钻头及其它取心工具，从孔内取出的圆柱状岩石样品。岩心是研究和了解地下地质和矿产情况的重要实物地质资料，通过岩心可以测定岩石的各种性质，直观地研究地下构造和岩石沉积环境，了解其中的流体性质等。
对岩心进行加工，可以得到样品。示例性地，样品呈柱状，如长度为50mm、直径为25mm的圆柱体。
样品呈柱状，一方面方便夹持样品，对样品进行固定；另一方面，可以将样品的两端分别作为样品的进气口和出气口，方便在进气口和出气口测量压力大小。
岩心夹持器是实验室测定岩样渗流特性或进行驱替实验时用来夹持、保护岩样并避免柱面或端面(一般是留出流体进出口的端面)的器具。
初始渗透率为样品最初的渗透率，此时样品的结构还没有受到破坏，具有与储气库储层一样的渗透率。随着样品结构的破坏，样品的渗透率会越来越低，因此初始渗透率一般为样品的渗透率的最大值。
向岩心夹持器中通入气体，气体会经过样品内部的空隙流出。由于气体此时刚通入岩心夹持器中，样品的结构基本上没有受到破坏，因此测量得到的是样品的初始渗透率。
步骤102：从多个样品中选出第一组样品。
在本公开实施例中，第一组样品包括至少一个样品。
步骤103：以第一种变化方式改变向第一组样品中样品所在的岩心夹持器通入气体的压力，破坏第一组样品中样品。
在本公开实施例中，第一种变化方式与储气库储层以第一种注采方式注采天然气时气压的变化方式相同。
示例性地，第一种变化方式为逐渐增大、逐渐减小、时大时小、方向改变中的至少一种。
若第一种变化方式为逐渐增大，则气体的压力逐渐增大，如气体的压力依次为4MPa、6MPa、8MPa、10MPa。若第一种变化方式为逐渐减小，则气体的压力逐渐减小，如气体的压力依次为10MPa、8MPa、6MPa、4MPa。若第一种变化方式为时大时小，则气体的压力时大时小，如气体的压力依次为4MPa、6MPa、4MPa、8MPa、6MPa、8MPa、10MPa、8MPa、10MPa。若第一种变化方式为方向改变，以某个方向的压力为正，则气体的压力时正时负，如气体的压力依次为4MPa、-4MPa、4MPa、-4MPa。
还可以将逐渐增大、逐渐减小、时大时小中的一种和方向改变结合。例如，第一种变化方式为逐渐增大并且方向改变时，气体的压力依次为4MPa、-6MPa、8MPa、-10MPa。第一种变化方式为逐渐减小并且方向改变时，气体的压力依次为10MPa、-8MPa、6MPa、-4MPa。第一种变化方式为时大时小并且方向改变时，气体的压力依次为4MPa、-6MPa、4MPa、-8MPa、6MPa、-8MPa、10MPa、-8MPa、10MPa。
储气库储层注采天然气的时候，如果连续向储气库储层中注入天然气，则气体压力一般是逐渐增大的；如果天然气注入储气库储层的过程中出现设备故障、设备检修、天然气需求量上升的情况，则气体压力一般会出现波动；如果天然气注入储气库储层的过程中出现开采天然气的情况，则气体压力的方向一般会改变。因此，气体压力按照逐渐增大、逐渐减小、时大时小、方向改变中的至少一种方式变化，可以模拟出注采天然气作用在储气库储层上的效果。
步骤104：测量第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率。
在本公开实施例中，第一组样品中样品遭受破坏后，此时样品的结构已经受到破坏，样品的渗透率已经在初始渗透率的基础上发生了变化，一般会小于初始渗透率。
步骤105：根据第一组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以第一种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度。
在本公开实施例中，注采天然气会破坏储气库储层的地质结构，改变地下岩层的渗透率，影响到储气库储层的存储能力。本公开实施例采用由储气库储层的岩心加工而成的样品体现储气库储层的特性，采用改变通入气体压力的方式模拟注采天然气的作用效果，因此样品在气体压力前后的渗透率表现的是储气库储层在注采天然气前后的渗透率。由于储气库储层在注采天然气前后的渗透率改变是天然气注采作用在储气库储层上的结果，因此根据样品在气体压力前后的渗透率(即初始渗透率和遭受破坏后渗透率)，可以确定出注采天然气对储气库储层的破坏程度，为选择合适的注采方式提供参考。
本公开实施例通过采用由储气库储层的岩心加工而成的样品，表征储气库储层的破坏情况。通过向样品所在的岩心夹持器中通入气体，并按照逐渐增大、逐渐减小、时大时小、方向改变中的一种方式改变气体的压力，可以模拟出天然气注采对样品产生的影响。通过在气体压力改变前后测量样品的渗透率，可以根据样品的渗透率变化情况，确定出天然气注采对储气库储层的破坏程度，进而基于不同注采方式对储气库储层不同的破坏程度，选择破坏程度最小的方式进行天然气注采，最大程度减小天然气注采对储气库储层存储能力的不良影响。
本公开实施例提供了一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法。图2为本公开实施例提供的一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法的流程图。参见图2，该确定方法包括：
步骤201：将多个样品分别放在岩心夹持器中，向岩心夹持器中通入气体，测量岩心夹持器中样品的初始渗透率。
在本公开实施例中，每个样品由储气库储层的岩心加工而成。
可选地，向岩心夹持器中通入气体，测量岩心夹持器中样品的初始渗透率，包括：
向岩心夹持器中通入气体；
测量岩心夹持器的进气口和出气口的压力；
根据气体的流速、以及岩心夹持器的进气口和出气口的压力，确定岩心夹持器中样品的初始渗透率。
在通入气体之后，分别测量岩心夹持器的进口气和出气口的压力，可以了解气体在样品内的渗透的情况。再结合气体的流速，即可确定出样品的初始渗透率。
可选地，该确定方法还包括：
在向岩心夹持器中通入气体之前，将岩心夹持器放入箱体中，箱体内的温度与储气库储层内的温度相同，箱体内的压力与储气库储层内的压力相同。
通过箱体内的温度与储气库储层内的温度相同，箱体内的压力与储气库储层内的压力相同，可以利用箱体模拟出储气库储层的环境情况。将样品放入箱体中，样品处在与储气库储层一样的环境中，可以准确反映出储气库储层受到的影响，提高结果的准确度。
示例性地，箱体上设有压力泵和加热棒，加热棒可以将箱体内的温度保持为储气库储层内的温度，压力泵可以将箱体内的压力保持为储气库储层内的压力。例如，加热棒的保持温度为69℃，压力泵的保持压力为40MPa。
步骤202：从多个样品中选出第一组样品。
在本，第一组样品包括至少一个样品。
可选地，第一组样品包括至少两个样品，至少两个样品的初始渗透率各不相同。
储气库储层不同位置的地质结构存在差异，渗透率也会不同。选取不同位置的岩石加工成不同的样品，得到初始渗透率各不相同的多个样品，有利于后续全面了解天然气注采对储气库储层整体的破坏程度。
示例性地，第一组样品包括多个样品初始渗透率最大的样品、初始渗透率最小的样品和初始渗透率居中的样品。
在本公开实施例中，初始渗透率最大的样品是指初始渗透率为最大值的样品，初始渗透率最小的样品是指初始渗透率为最小值的样品，初始渗透率居中是指初始渗透率小于最大值且大于最小值的样品。
选择的样品覆盖初始渗透率最大的样品、初始渗透率最小的样品和初始渗透率居中的样品，可以基于初始渗透率最小的样品了解天然气注采对储气库储层渗透率最小处的破坏程度，基于初始渗透率最大的样品了解天然气注采对储气库储层渗透率最大处的破坏程度，初始渗透率居中的样品了解天然气注采对储气库储层渗透率随机处的破坏程度，这样基本上可以全面了解天然气注采对储气库储层整体的破坏程度。
步骤203：以第一种变化方式改变向第一组样品中样品所在的岩心夹持器通入气体的压力，破坏第一组样品中样品。
图3为本公开实施例提供的气体压力与样品渗透率之间的对应关系的示意图。参见图3，随着气体压力的变化，样品的渗透率也随之变化。
在本公开实施例中，第一种变化方式与储气库储层以第一种注采方式注采天然气时气压的变化方式相同。
第一种变化方式为逐渐增大时，即逐渐增大气体的压力时，可以逐渐增大从进气口注入岩心夹持器的气体量实现。第一种变化方式为逐渐减小时，即逐渐减小气体的压力时，可以逐渐减小从进气口注入岩心夹持器的气体量实现。第一种变化方式为时大时小时，如交替增减气体的压力时，可以交替增大和减小从进气口注入岩心夹持器的气体量实现。第一种变化方式为方向改变时，可以将气体从岩心夹持器的进气口注入改为从岩心夹持器的出气口注入。
可选地，气体的压力为1MPa～10MPa。
天然气注采时的压力3MPa～6MPa，本公开实施例将气体的变化范围扩展到1MPa～10MPa，完全可以覆盖天然气注采的压力变化范围，有利于更逼真地模拟天然气注采时的情况。
步骤204：测量第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率。
可选地，该步骤204包括：
再次测量岩心夹持器的进气口和出气口的压力；
根据再次测量得到的气体的流速、以及岩心夹持器的进气口和出气口的压力，确定第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率。
在改变气体压力之后，样品的渗透率会发生变化。此时分别测量岩心夹持器的进口气和出气口的压力，可以了解气体目前在样品内的渗透的情况。再结合气体的流速，即可确定出样品当前的渗透率。
步骤205：根据第一组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以第一种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度。
可选地，该步骤205包括：
按照如下公式计算以第一种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度Dk：
Figure BDA0002640553250000091
其中，K1为第一组样品中样品的初始渗透率，K2为第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率。
例如，第一组样品中样品的初始渗透率K1为3.41mD，第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率K2为1.52mD，则注采天然气对储气库储层的破坏程度Dk为55.43％。
根据样品在气体压力变化前后的渗透率，可以得到样品的渗透率在气体压力变化前后的变化情况，从而确定出天然气注采对储气库储层的破坏情况。
可选地，注采天然气对储气库储层的破坏程度可以划分以下几类：无、弱、中等偏弱、中等偏强、强、极强。
通过将注采天然气对储气库储层的破坏程度划分为具体的类别，方便用户识别天然气注采对储气库储层的破坏程度。
示例性地，注采天然气对储气库储层的破坏程度及其类别的对应关系可以如下表一所示：
表一注采天然气对储气库储层的破坏程度及其类别的对应关系
破坏程度 类别
＜5％ 无
5％～30％ 弱
30％～50％ 中等偏弱
50％～70％ 中等偏强
70％～90％ 强
＞90％ 极强
例如，注采天然气对储气库储层的破坏程度Dk为55.43％，则类别为中等偏强。
可选地，当第一组样品包括至少两个样品时，该步骤205包括：
根据第一组样品中各个样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，分别确定以第一种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度。
可选地，该确定方法包括：
从多个样品中的剩余样品中选出第二组样品，第二组样品包括至少一个样品，第二组样品中的样品与第一组样品中的样品一一对应，对应的样品的初始渗透率相同；
以第二种变化方式改变向第二组样品中样品所在的岩心夹持器通入气体的压力，破坏第二组样品中样品，第二种变化方式与储气库储层以第二种注采方式注采天然气时气压的变化方式相同，第二种注采方式与第一种注采方式不同；
测量第二组样品中样品遭受破坏后的渗透率；
根据第二组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以第二种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度。
本公开实施例通过改变气体压力的变化方式确定注采天然气对储气库储层的破坏程度，可以了解到多种气体压力的变化方式对储气库储层的破坏程度，进而为注采方案的选择提供参考依据，以便制定出对储气库储层的破坏程度最小的注采方案，最大程度维护储气库储层的存储能力。
可选地，测量第二组样品中样品遭受破坏后的渗透率，与测量第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率类似，在此不再详述。确定以第二种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度，与确定以第一种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度类似，在此不再详述。
示例性地，可以提供A、B、C、D四组岩心，向A组岩心的样品中通入的气体压力逐渐增大，向B组岩心的样品中通入的气体压力逐渐减小，向C组岩心的样品中通入的气体压力时大时小，向D组岩心的样品中通入的气体压力方向改变，分别测量各组岩心的样品的渗透率变化，确定不同压力变化方式对储气库储层的破坏程度，为注采方式的选择提供参考依据，从而可以制定出对储气库储层的破坏程度最小的注采方案，最大程度维护储气库储层的存储能力。
可选地，第二组样品包括至少两个样品，至少两个样品的初始渗透率各不相同。
示例性地，第二组样品包括多个样品初始渗透率最大的样品、初始渗透率最小的样品和初始渗透率居中的样品。
可选地，该确定方法还包括：
若以第二种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度小于以第一种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度，则优先以第二种注采方式注采天然气；
若以第二种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度大于以第一种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度，则优先以第一种注采方式注采天然气。
直接比较两种压力变化方式对储气库储层破坏程度的大小，优先选择对储气库储层的破坏程度小的变化方式，可以尽可能减小天然气注采对储气库储层的破坏程度，有利于维护储气库储层的存储能力。
在实际应用中，当第一组样品包括至少两个样品时，第二组样品也包括至少两个样品，此时确定的以第一种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度和以第二种注采方式注采天然气时储气库储层的破坏程度都有至少两个，可以将初始渗透率相同的样品得到的破坏程度进行比较。如果比较结果相同，则按照比较结果优先选择对储气库储层的破坏程度小的变化方式；如果比较结果不同，则说明确定结果有问题，需要重新执行上述步骤。
以上所述仅为本公开的可选实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种天然气注采对储气库储层破坏程度的确定方法，其特征在于，所述确定方法包括：
将多个样品分别放在岩心夹持器中，向所述岩心夹持器中通入气体，测量所述岩心夹持器中样品的初始渗透率，每个所述样品由储气库储层的岩心加工而成；
从所述多个样品中选出第一组样品，所述第一组样品包括至少一个所述样品；
以第一种变化方式改变向所述第一组样品中样品所在的岩心夹持器通入气体的压力，破坏所述第一组样品中样品，所述第一种变化方式与所述储气库储层以第一种注采方式注采天然气时气压的变化方式相同；
测量所述第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率；
根据所述第一组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度。
2.根据权利要求1所述的确定方法，其特征在于，所述第一组样品包括至少两个所述样品，至少两个所述样品的初始渗透率各不相同；
所述根据所述第一组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度，包括：
根据所述第一组样品中各个样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，分别确定以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度。
3.根据权利要求2所述的确定方法，其特征在于，所述第一组样品包括所述多个样品初始渗透率最大的样品、初始渗透率最小的样品和初始渗透率居中的样品。
4.根据权利要求1～3任一项所述的确定方法，其特征在于，所述向所述岩心夹持器中通入气体，测量所述岩心夹持器中样品的初始渗透率，包括：
向所述岩心夹持器中通入气体；
测量所述岩心夹持器的进气口和出气口的压力；
根据所述气体的流速、以及所述岩心夹持器的进气口和出气口的压力，确定所述岩心夹持器中样品的初始渗透率。
5.根据权利要求1～3任一项所述的确定方法，其特征在于，所述测量所述第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率，包括：
再次测量所述岩心夹持器的进气口和出气口的压力；
根据再次测量得到的所述气体的流速、以及所述岩心夹持器的进气口和出气口的压力，确定所述第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率。
6.根据权利要求5所述的确定方法，其特征在于，所述气体的压力为1MPa～10MPa。
7.根据权利要求1～3任一项所述的确定方法，其特征在于，所述根据所述第一组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度，包括：
按照如下公式计算以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度Dk：
Figure FDA0002640553240000021
其中，K1为所述第一组样品中样品的初始渗透率，K2为所述第一组样品中样品遭受破坏后的渗透率。
8.根据权利要求1～3任一项所述的确定方法，其特征在于，所述确定方法还包括：
在向所述岩心夹持器中通入气体之前，将所述岩心夹持器放入箱体中，所述箱体内的温度与所述储气库储层内的温度相同，所述箱体内的压力与所述储气库储层内的压力相同。
9.根据权利要求1～3任一项所述的确定方法，其特征在于，所述确定方法还包括：
从所述多个样品中的剩余样品中选出第二组样品，所述第二组样品包括至少一个所述样品，所述第二组样品中的样品与所述第一组样品中的样品一一对应，对应的样品的初始渗透率相同；
以第二种变化方式改变向所述第二组样品中样品所在的岩心夹持器通入气体的压力，破坏所述第二组样品中样品，所述第二种变化方式与所述储气库储层以第二种注采方式注采天然气时气压的变化方式相同，所述第二种注采方式与所述第一种注采方式不同；
测量所述第二组样品中样品遭受破坏后的渗透率；
根据所述第二组样品中样品的初始渗透率和遭受破坏后的渗透率，确定以所述第二种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度。
10.根据权利要求9所述的确定方法，其特征在于，所述确定方法还包括：
若以所述第二种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度小于以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度，则优先以所述第二种注采方式注采天然气；
若以所述第二种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度大于以所述第一种注采方式注采天然气时所述储气库储层的破坏程度，则优先以所述第一种注采方式注采天然气。
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