目前国内外的现场试采与实验模拟主要以单一的降压法与注热法为主，现有的研究表明降压法具有操作简单、能耗低的优点，降压法预计将是未来实现天然气水合物商业开采的主要方法。降压法产气速度慢，开采周期长，难以达到天然气水合物开采的经济性要求，而单纯的注热法虽然水合物分解速度快，可以有效的提高开采产气速度，但是存在着能耗高、热量损失大以及开采率有限的特点。以降压法为主，辅助以注热法开采天然气水合物是一种开采天然气水合物值得研究的开采方式，如何结合降压法和注热法来提高天然气水合物开采速率，避免单纯注热法能耗高、热量损失大以及开采率有限的缺点是急需解决的问题。开展天然气水合物降压辅助注热模拟实验，明确降压开采过程中的产气规律及注热作用机制，可对未来实际天然气水合物的开采提供基础数据和实施依据，从而更好的为实际天然气水合物的开采提供理论指导与技术支持。
依据我国南海神弧海域天然气水合物藏的储层特点，利用天然气水合物三维模拟实验系统设置不同开采实验条件（如表1），模拟不同注热方式（热吞吐、连续注热）、不同注热时间情况下天然气水合物开采过程。通过对开采过程的压力、温度等关键参数测量分析，研究降压辅助注热开采水合物过程中矿藏内的传热传质过程特点。
热吞吐实验显示，在前期的降压阶段，反应釜内压力逐渐下降，而温度总体上保持稳定。当压力降低到一定压力时，温度开始迅速下降。同时，可以发现产气速度较之前有一定的提升。当反应釜内压力降低到设定的开采压力，开始进行了多轮次的热吞吐实验，每轮次开采为4.7MPa，因此压力总体保持稳定。反应釜内平均温度随着注热轮次的增加，总体呈上升趋势，而产气则间歇式升高。连续注热实验显示，在前期降压阶段，反应釜内压力、平均温度以及累计产气量等数据变化规律均与热吞吐实验类似。在连续注热开始后，反应釜内没有热吞吐法中的周期性压力、温度变化特性，反应釜内压力始终保持在恒定的开采压力，而反应釜内的平均温度随着注热的进行逐渐的升高，累计产气量也是连续性持续升高。同时，相对于降压阶段，产气速率明显的减小并随着开采的进行逐渐的降低。不同注热实验显示，不同单轮注热量下，最终的产气量基本相同，提高注热量对水合物分解促进作用体现在前两轮。
通过实验研究分析，得出以下结论：
(1) 利用热吞吐法开采水合物时，开采产气速率随着注热轮次的增加，单轮产气量逐渐降低，能量效率与热效率也快速降低。提高单轮的注热量可以提高前期的产气速率与产气量，但后期产气速率衰减更快。
(2) 相比热吞吐法，采用多井同时降压注热的开采方法时，可以提高产气速率、能量效率与热效率。降低开采压力对注热出气的产气速度影响不大，但可以延长产气时间、提高最终的产气量。
(3) 不论是单井热吞吐法还是多井注热法，能量效率与热效率在开采后期均会极大的下降，确定合理的能量效率与热效率值是减少不必要的热量损失，保证开采经济性的必要手段。
(4) 辅助注热可有效提高产气速率，相比单纯降压法，开采周期缩短为六分之一至四分之一，连续注热法产气高于热吞吐法。降压阶段水合物分解率可达30%，在保证合理的能量效率下，注热过程水合物分解率可达87%。
(5)注热过程的存在较大的热量损失，优化注入热水在水合物藏中的热量传递、提高热量使用率，综合考虑产气速率、产气量、能量效率等因素，优化降压与注热的条件，是后期实验模拟研究的研究重点之一。

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