我国神狐海域的天然气水合物资源量巨大,2020年在该海域实施的第二轮水合物试采结果表明,水平井开采可大幅提高天然气水合物藏的产能。而前人针对神狐海域水合藏的开采研究工作,大多集中于短期或长期生产行为,缺乏工程应用方面的研究。因此开展该海域水合物藏水平井降压开采方案优化,对推进水合物产业化和保障国家能源安全有重要意义。天然气水合物开采涉及复杂渗流过程,其数值模拟技术极为挑战。当前国际知名的几款天然气水合物开采数值模拟软件各有优劣,本文选取其中应用较为广泛的数值模拟软件开展适应性分析研究。鉴于公开的神狐海域试采数据中缺乏详细的降压和产气、产水数据,本文基于2013年日本南海海槽天然气水合物试采AT1-P井的地质和测井数据,利用选取的软件对该井的现场产气、产水数据进行历史拟合,通过对比拟合结果,优选出适应性和可靠性较高的数值模拟软件作为研究软件。在此基础上,基于神狐海域SHSC-4井的地质和测井数据,开展水平井降压开采方案优化。主要工作内容包括水平井水平段布设层位、水平段长度和生产制度优选,取得的认识有:（1）相较于CMG-STARS,TOUGH+HYDRATE在水合物产能评价方面适应性强。（2）水平段布设在Ⅱ层时产能表现最好,而且开采Ⅱ层的同时可有效动用Ⅰ层内的水合物和Ⅲ层内的自由气。但水平段布设在水合物Ⅱ层时,由于生产压差（3MPa）较大,气体的节流膨胀效应使得井筒内部生成高饱和度水合物,导致后期产气速率急剧下降。（3）水平段布设在水合物Ⅱ层时,小压差（1MPa）降压生产,水平段长度越长产能表现越好。然而随着水平段长度的增加,平均至每米的累积产气增量在逐渐减小,尤其是由260m增加至300m时,其产水、产气速率开始受到二次水合物较明显的影响,因此300m是开采水合物Ⅱ层时比较合理的水平段长度。（4）水平段布设在水合物Ⅱ层时,在不加热的情况下,节流膨胀效应致使井筒根端及近井周围形成的二次水合物是高压差生产时限制产能的主要因素。而采用降压联合加热开采可以消除和防止井筒内部以及井周储层生成二次水合物,模拟结果显示,加热对于消除防止二次水合物生成有良好效果,加热后生产压差逐级增大时累积产气量相较于未加热的情况有极大幅度的提升。本文针对神狐海域水合物藏水平井降压开采优选了水平段布设层位、水平段长度和生产制度,研究结果可为该海域水合物藏的高效开采提供理论指导,同时可为其他海域水合物藏开发提供有益的借鉴。