本文在对国内外研究现状进行调研和综述的前提下，在自行研制的实验设备的基础上，开展了天然气水合物生成和开采研究。并对我国南海神狐海域天然气水合物藏的开采潜力进行了评价。研究主要取得如下成果：　　 首先，对国内外研究现状进行了文献综述，主要包括国内外天然气水合物物理模拟实验装置的研制和应用情况，主要集中在高压三维模拟方面。　　 其次，完成了对数值计算模型的描述，包括相关组份，相态，质量和能量守恒方程，以及所采用的渗透率模型和毛细压力模型等。以实际的钻探和测井数据为基础，对我国首次取得海底水合物样品的南海神狐海域天然气水合物藏进行了参数模型建立和网格划分。同时，提出可推广到三维的二维网格初始化方法和稳定性检验标准。最终在网格参数初始化结束后，形成参数条件稳定的天然气水合物藏。完成了分别适用于定压降压法和热吞吐法的开采井设计。　　 南海神狐海域SH7站位水合物藏中的沉积物都是细粒的有孔虫黏土或有孔虫粉沙质黏土，为致密组成的低渗透率多孔介质，且不包含不可渗透的边界层，该水合物藏属于不易开采的类型。在开采前参数稳定的天然气水合物藏的基础上，利用定压降压法开采模拟研究，对水合物开采过程的产气产水规律，水合物藏各相饱和度、压力、温度和盐度等的空间分布及其演化过程等研究。从绝对产气速度和产气产水比的相对值两方面完成了天然气水合物开采潜力综合评价，结果表明，在该水合物藏条件下，无论从绝对产气速度还是产气产水比两方面来说，定压降压法都不能经济有效地开采该区域的天然气水合物，有待于利用其它更高效的水合物开采方法。通过改变水合物藏在海底的不同储藏深度，水合物层初始饱和度，渗透率，开采井处的热激温度，以及上、下盖层的渗透特性等条件，在定压降压开采条件下对该水合物藏模型进行主要参数的敏感性分析，阐明各项参数对天然气水合物开采的影响，其中地层渗透率和盖层的渗透特性是影响开采产气表现的关键因素。　　 另外，将石油开采中的热吞吐法引入到天然气水合物开采模拟领域，介绍了典型的热吞吐法及在本文中的应用特点，并提出了该方法应用于天然气水合物开采时的合理吞吐速度的选取准则。模拟结果表明，地层的渗透率，盖层的渗透特性、水合物饱和度、降压驱动力以及热吞吐速度等对水合物开采产气的表现影响很大。从绝对产水速度和产气产水比两方面来看，同时具有不渗透上下盖层的水合物藏具有较高的开采经济价值。自行设计建造了天然气水合物中试规模三维模拟系统，该实验装置的核心高压反应釜是目前国际上有效容积最大的水合物反应器，达到117.8L。同时，自行设计建造了天然气水合物小型三维模拟系统，该实验装置的核心高压反应釜内部最大有效容积5.832L。介绍了其各项主要参数实现情况，设计原理和系统组成以及该实验平台的主要功能和特点。利用两套实验系统所得到的实验结果表明，水合物基本保持在定温下生成，反应釜中各点的温度没有明显的差异。水合物生成的速度较慢，持续的时间较长（约25-40天）。利用位于反应釜中心位置的垂直开采井，热吞吐法开采甲烷水合物实验，该方法主要包括注热，焖井和生产三个阶段。实验结果表明，在注热阶段开采井周边出现高温区域，且在该阶段釜内最高温度超过80℃。在恒定的热水注入速度条件下，热量的影响范围限局限在开采井周边区域，且与注入热水带来热量的影响相比，生产阶段的降压对水合物分解产气起到主要作用。在生产阶段可以明显地观察到反应釜内由于水合物大量分解而引起的吸热降温现象。在本文的水合物藏和开采过程的热力学条件下，从产气产水比的角度上看，可以认为热吞吐法具有较高的经济价值。　　 最后，结合前面数值模拟和实验模拟的研究结果发现，与降压法相比，在开采初期采用热吞吐法具有更高的产气速率，开采的经济性表现也较好。在热吞吐开采过程中，热吞吐速度的选取有一个合理的范围，保证整个开采过程的平衡、连续和高效地进行。在一定的地层渗透率、水合物饱和度以及具有不参透盖层的水合物藏条件下，天然气水合物具有较好的开采产气表现，在经济性方面也具有商业开采价值。