对海洋水合物资源进行经济开采有助于改善我国现有以石油和煤炭等非清洁能源为主的能源结构。目前的海洋天然气水合物试开采工程存在单井产量低的问题,距离商业化开采仍有很大距离。通过水力压裂提高水合物储层单井产气量被视为是实现商业化开采的潜在技术手段之一。然而与页岩气储层和煤层气储层相比,泥质粉砂型水合物储层具有其特殊的力学性质,导致其压裂过程具有独特性。因此,要实现水合物储层的高效开采,必须对裂缝起裂和扩展规律及增产特性进行研究。首先,建立了基于cohesive单元的小尺度三维水力压裂数值模拟模型,成功对已有文献中室内实验的起裂压力进行了拟合,验证了该方法应用于水合物储层水力压裂数值模拟的可靠性。然后,建立了大尺度二维水力压裂数值模拟模型,系统化研究了水合物饱和度、储层固有渗透率、水平地应力大小、水平地应力差、压裂液排量和压裂液粘度等参数对裂缝起裂和扩展过程中注入压力和起裂压力的影响规律,同时揭示各影响因素对裂缝形态的影响机制。研究表明高水合物饱和度会使沉积物强度和弹性模量增加,从而增大了压裂过程中的注入压力,同时在储层中易形成窄而长的裂缝。较高的储层固有渗透率会使压裂液滤失量增加,从而导致注入压力出现明显下降;低水平地应力会减小沉积物强度和用于抵消地应力所需的压裂液注入压力,因此减小水力压裂的难度,从而容易在储层中形成长裂缝。增大压裂液注入速率是实现在储层中形成宽而长的裂缝的重要措施,但注入速率增加也会导致注入压力的明显增加。在低压裂液注入速率情况中,压裂液粘度的增加不会对注入压力和裂缝形态产生明显影响,当注入速率增大至一定程度时,压裂液粘度对压裂过程的影响增加。其次,根据南海神狐海域SH2站位的水合物储层地质条件,建立基于cohesive单元的大尺度三维水力压裂数值模拟模型,对单簇和多簇裂缝水力压裂的起裂、扩展规律和裂缝形态进行了深入研究。模拟结果表明:(1)由于储层上部较小的有效应力和孔隙压力,使得裂缝向上扩展阻力小于向下扩展阻力,因此在单簇裂缝水力压裂中,裂缝主要分布于储层中上部;(2)在水平井多簇裂缝同步压裂中,两侧裂缝与中间裂缝之间会形成高应力集中区,从而对中间裂缝产生明显挤压,导致中间裂缝宽度变小甚至出现闭合;(3)在水平井多簇裂缝顺序压裂中,右侧裂缝会在储层中上部形成高应力集中区,从而增大了中间裂缝向上扩展阻力,促使中间裂缝向下扩展,而中间裂缝在储层中下部形成高应力集中区促使左侧裂缝向上扩展;当簇间距增大至15 m时,裂缝间干扰作用变小。然后,采用自主研发的水合物压裂多功能实验模拟装置,进行了泥质粉砂型冻砂和泥质粉砂型水合物的水力压裂实验。研究了冰饱和度、压裂液注入速率、压裂液粘度和轴压大小对泥质粉砂型冻砂压裂的影响,同时研究了压裂液粘度和水合物饱和度对泥质粉砂型水合物水力压裂的影响。实验结果表明冰饱和度、压裂液注入速率、压裂液粘度的增加会使泥质粉砂型冻砂的起裂压力出现明显增加。轴压和围压之间的差值大小是控制泥质粉砂型冻砂中裂缝形态的重要影响因素,其中当轴压比围压高2 MPa以上时,易于在沉积物样品中产生竖直裂缝。压裂液粘度增大会使泥质粉砂型水合物的起裂压力出现明显增加。20.50%和32.14%水合物饱和度条件之间的起裂压力差距很小,但在裂缝扩展过程中,32.14%水合物饱和度条件下的注入压力明显大于20.50%水合物饱和度条件下的注入压力,这代表了水合物饱和度增加使裂缝扩展阻力增大。最后,采用Tough+Hydrate软件对南海神狐海域SH2站位的水合物储层进行开采模拟,研究了裂缝数量、裂缝渗透率和裂缝形态等对开采效果的影响。模拟结果表明裂缝的存在能为水合物储层降压开采提供高导流通道,从而促进储层流体流出,因此使得水合物分解量增加和产气速率提升。增加裂缝数量使更大范围内的水合物分解气快速流入裂缝中,从而使产气速率进一步增加。裂缝渗透率增大使流体在缝内的流动阻力变小,从而使流体更容易流入生产井中,这进一步增加降压范围和促进水合物分解,使产气量明显增加。裂缝面积增大能使远离生产井的水合物更快速分解,从而增大了产气速率。