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天然气水合物主要储藏于大陆的高纬度冻土带以及海底沉积物中，在全球范围内的资源总量非常巨大且分布广泛。随着煤、石油、天然气等传统化石能源储量不断减少，天然气水合物被认为是一种十分重要的未来能源。对天然气水合物开采进行研究，有助于开发天然气水合物资源，缓解能源逐渐短缺的危机。 本文在 TOUGH+HYDRATE软件平台上对天然气水合物的降压开采和注热开采进行了数值模拟研究。在天然气水合物降压开采模拟研究中，设置了0.75MPa、1.50MPa、2.25MPa、3.00MPa共4种不同的井底开采压力；在注热降压联合开采模拟研究中，设置了40℃、50℃、60℃、70℃共4种不同的注热温度以及0.10kg/s、0.15 kg/s、0.20 kg/s、0.25 kg/s共4种不同的注热速率。对采气速率、累积采气量、水合物消耗量、储层残留气体量、产气产水比等采气性能指标进行了分析，深入研究了不同井底压力、注热温度和注热速率下压力，温度，水合物饱和度，水饱和度，气相饱和度的空间分布及其随时间的演化规律。 天然气水合物采用降压开采方式时，累积产气量随井底开采压力降低而增加。在1200天的开采时间内，天然气水合物储藏的上、下盖层恒温恒压条件导致井底压力的影响范围很小。天然气水合物分解区域呈球形，半径只有3.5m左右。当采用注热降压联合开采方式时，累积产气量随注热温度和注热速率的增加而增加，降压注热联合开采方式下的产气性能要远远优于降压开采方式，累积产气量可达到降压开采方式下的20余倍。在1200天的开采时间内，天然气水合物分解区域呈不规则圆柱形，半径达到了10m以上。与提高注热温度相比，当增加相同的注入热量时，采用增加注热速率方式可以得到比提高注热温度更好的采气性能。