天然气水合物作为一种新型、高效环保能源，广泛地分布于陆地永久冻土带和大陆边缘海域，其中海域水合物资源储量保守估计高于冻土水合物资源两个数量级。然而，较之冻土水合物藏，海域水合物藏开采将面临更为严峻的环境问题，从而使得海域水合物研究机遇与挑战并存。近年来日本成功地在其南海海槽实现了为期六天的试开采，证实了海域水合物藏实地试开采的可能性，也进一步加快了我国对南海海域水合物试开采的步伐。　　海域水合物资源试采需建立在对其开发潜力评价基础之上。对全球已探明的海域水合物藏资源分析发现，实际海域水合物藏赋存特征差异巨大，不同地质特征对开采潜力影响不尽相同。加之海域实地试开采资金投入高，在实地试开采之前对其产气潜力进行系统研究就目前而言显得尤为迫切。　　我国南海神狐海域水合物钻探取芯样品粒度分析显示，不同站位含水合物沉积物粒度分布不均，如SH2站位含水合物沉积物主要为粉砂岩，其中砂岩含量低于12％，而SH7站位含水合物沉积物样品粒度较粗，以砂岩为主。按照石油工业领域的划分标准，海域天然气水合物藏按沉积物粒度可划分为:粘土质水合物藏、粉砂质水合物藏和砂质水合物藏三大类，沉积物粒径范围分别为＜0.005mm，0.005-0.05 mm与0.005-2 mm。在已知储层孔隙度的条件下，由Kozeny-Carmon经验公式可以得到不同岩性水合物藏储层固有渗透率值，并在此基础之上模拟不同岩性水合物藏垂直井降压开采演化规律。模拟结果显示:砂质水合物藏开采潜力最为理想，在开采之初，水合物藏即呈现快速分解，整个开采过程中水合物分解速率最高，为1.7×103 ST m3/d，累计水合物分解释放甲烷量最大，为1.7×103 ST m3，累计产气产水比值亦最高，平均值为9.04。然而，砂质水合物藏在开采过程中的特征参数演化特征显示其开采在技术和环境层面将面临一定挑战。另外，相比较粘土质水合物藏，粉砂质水合物在开采过程中虽然水合物分解速率更高且累计水合物分解产出量更大，但其累计产水量更高，从而使得作为相对指标的累计产气产水量值较低。并且，粉砂质水合物藏的盐度演化特征显示其开采后期对海洋环境将造成一定破坏性影响。　　在综合分析全球典型海域天然气水合物藏实际赋存特征的基础之上，选取可能对水合物储层产气潜力产生影响的包括水合物赋存温度、压力、储层孔隙度、渗透率、水合物饱和度及水合物层厚度在内的六储层特征。通过正交设计法研究在垂直井降压开采条件下，不同储层特征对海域水合物藏产气潜力影响的相对敏感性。分析结果显示在试采的两年时间内，各储层特征对累计产气量的敏感性关系为:渗透率＞孔隙度＞水合物初始饱和度＞水合物层初始温度＞水合物层初始压力＞水合物层厚度;对累计产水产气比的敏感性关系为:水合物层初始压力＞渗透率＞孔隙度＞水合物初始饱和度＞水合物层厚度＞水合物层初始温度。综合考虑两项评价指标得到，具有中等孔隙度(40％)、中等-高水合物饱和度(38％-67％)且水合物层赋存压力较低(10.79-13.38 Mpa)的砂质（渗透率较高）水合物藏最适宜开采。　　首次将该研究结论应用于2015年GMGS-3航次四个取芯站位，在仅分析四个站位储层特征的基础之上对这四个站位水合物藏进行产能预测。最后为了证实预测结果的正确性，又进一步对四个站位水合物藏进行了降压开采模拟，结果发现，四个站位实际模拟结果与前期预测结论一致，即四个站位水合物藏产气开发潜力大小依次为:W18站位→W19站位→W17站位→W11站位。这从一定程度上证实了储层特征对产气潜力敏感性分析研究结论的有效性。在今后的海域水合物藏钻探时可以利用本研究成果进行站位的优选，以期更好地为试采服务。但是，还需要指出的是，在缺乏各储层特征对产气潜能影响权重时，研究结论广泛应用还存在一定局限性，这也是下一步研究工作的重点。