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如表 1所示，包括我国在内全球仅有4个国家开展了天然气水合物试采，包括在加拿大实施的两次陆域水合物试采、在美国实施的一次陆域水合物试采以及在日本实施的两次海域水合物试采。尽管前苏联西西伯利亚永久冻土带的麦索亚哈气田早在1969年就采用降压法和化学抑制剂法成功实现了对水合物的产业化开发，但实际上这只是常规气田开发时的意外收获，而非专门针对水合物产业化而实施的有计划开采尝试，因此无论从数据上还是经验上都对此后的水合物试采工作帮助有限[1-3]。
Table 1. Comparison of natural gas hydrate production tests in the world
| 加拿大 | 美国 | 日本 | 中国 | |||
| 首次陆域试采 | 第二次陆域试采 | 首次陆域试采 | 首次海域试采 | 第二次海域试采 | 首次海域试采 | |
| 时间 | 2002年 | 2007、2008年 | 2012年 | 2013年 | 2017年 | 2017年 |
| 作业区域 | 麦肯齐三角洲 | 麦肯齐三角洲 | 阿拉斯加北坡 | 第二渥美海丘 | 第二渥美海丘 | 南海神狐海域 |
| 作业水深 | — | — | — | 约1 000 m | 约1 000 m | 1 266 m |
| 储层深度 | 地表以下约900 m | 地表以下约1 100 m | 地表以下约700 m | 海底以下约300 m | 海底以下约350 m | 海底以下203~277 m |
| 储层条件 | 砂质 | 砂质 | 砂质 | 砂质 | 砂质 | 泥质粉砂 |
| 开采方法 | 热水循环法 | 降压法 | 二氧化碳-甲烷置换法+降压法 | 降压法 | 降压法 | 地层流体抽取法 |
| 产气持续时间 | 5 d | 6 d | 30 d | 6 d | 36 d* | 60 d |
| 累计产气量 | 516 m3 | 1.3万m3 | 2.4万m3 | 12万m3 | 23.5万m3** | 30.9万m3 |
| 平均日产气量 | 94 m3 | 2 200 m3 | 800 m3 | 2万m3 | 3 000 m3(第一口生产井) 8 330 m3(第二口生产井) | 5 151 m3 |
| 日最高产气量 | 350 m3 | 4 000 m3 | 5 000 m3 | 约2.5万m3 | — | 3.5万m3 |
| 停产原因 | — | — | — | 出砂堵塞 | 出砂堵塞(第一口生产井) | — |
| 注*其中第一口生产井12d，第二口生产井24 d。 **其中第一口生产井3.5万m3，第二口生产井20万m3 | ||||||
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1. 日本天然气水合物产业化开发规划
根据2001年7月和2013年4月分别发布的《日本天然气水合物开发计划》和《海洋基本计划》，日本计划分3个大的阶段来实现对天然气水合物的最终产业化开发，第一个是2001财政年至2018财政年以政府为主的研发(试采)阶段；第二个是2019年至2023年的产业化开发前的过渡阶段；第三个是2023年至2027年以民营企业为主的产业化开发阶段。
其中，研发(试采)阶段的目标是积极推进勘探、生产等技术的开发，圈定水合物资源区域，通过陆域和海域试采来改进和验证相关技术，以及确立可用于产业化开发的技术与体系；过渡阶段的目标是开始产业化项目的准备以及推进以民营企业为核心的体系的完善；产业化开发阶段的目标是实现对水合物长期、经济且安全地开发利用。
在目前的研发(试采)阶段，日本参与了加拿大麦肯齐三角洲的两次陆域试采和美国阿拉斯加北坡的一次陆域试采，主导实施了两次海域试采，这两次海域试采的场地均位于日本近海的南海海槽，沉积了从日本列岛侵蚀下来的厚层沉积物，包括广泛分布的浊积水道复合体和其他的富砂地层。
日本通商产业省(MITI，即现在的经济产业省持续了6天时间直到3月18日早晨，井下压力从初始的13.5MPa最多降至约4.5MPa，但由于严重的出砂现象，生产被迫中断，平均日产气量约2万m3，累计产气量约12万m3，产出的气体为纯甲烷[15]。
这次试采采用了通过电潜泵(ESP)抽水来降低含水合物地层中的静水压力使水合物失稳分解为甲烷气体和水的生产技术。利用设计的举升分离器使产出水和水合物分解产生的气体在井下分离，并分别通过两条流动管线举升至海面。其中，分离出的气体通过海洋隔水管中6.625″的钻管产出，而分离出的水则通过海洋隔水管中的水下节流管线产出[15]。
在试采过程中，实时监测了生产井(AT1-P)和监测井(AT1-MC和AT1-MT1)中的温度，并在几个点测量了生产井中的压力。在产气试验开始的前后，在AT1-MC监测井中使用了套管井测井工具。此外，在产气试验后钻了两口新的监测井(ATI-LWD1、AT1-LWD2)，通过随钻测井工具确定了水合物分解所导致的地层物性变化[16]。除了井中监测外，还在海底安装了具阵列地震检波器的海底电缆来开展四分量地震勘探和时移地震勘探。另外，在生产井周围500m范围内的海底安装了测量海水中甲烷浓度的传感器和测量海底地形变化的设备来调查产气试验对海洋环境的影响[9]对监测结果(METI))从1999年至2004年开展了一系列地震调查和勘探性钻探(随钻测井、电缆测井和取心)，充分了解了南海海槽东部的水合物赋存特征并评估了其资源量，为日本两次海域试采从选址到实施奠定了良好的基础[9, 10-13]。
2. 日本第一次海域天然气水合物试采
日本第一次海域试采受METI资助，由日本石油、天然气和金属矿产资源机构(JOGMEC)负责计划、管理和监督，由日本石油资源开发株式会社(JAPEX)负责实施现场作业，由日本钻井株式会社(JDC)负责设计并安装井下生产设备来实现降压，由贝克休斯(Bake Hughes)负责裸眼井砾石充填作业的设计、设备供应和施工，由AWT国际公司(AWT)、Farley Riggs公司(FR)和Peritus公司负责设计并操作海面生产系统[9, 14]。试采作业平台为日本海洋研究开发机构(JAMSTEC)的“地球号"深海钻探船[15]。
2013年3月12日开始的基于降压的产气试验的初步分析表明：(1)生产井中测得的地层温度数据确定了主要的产气(水合物富集带顶面下部0~19 m以及30~38 m)和产水(水合物富集带顶面下部近20 m)层段；(2)距离生产井约20 m的监测井测得的地层温度数据显示部分砂层的温度降低，这意味着水合物的分解范围已到达监测井；(3)海底地形变化监测设备显示产气和出砂过程中海底下沉了约3 cm；(4)甲烷浓度测量数据显示未出现大规模的甲烷气体泄漏[17]。
3. 日本第二次海域天然气水合物试采
根据第一次海域试采获取的数据和发现的问题，METI决定于2017年实施第二次海域试采，主要目的是针对第一次试采中明确的技术问题(出砂、井下气水分离、长期稳定生产等)制定解决方案，在实际场地验证解决方案的有效性，并通过验证工作获取更长期试采和未来产业化所需的储层响应数据[18]。
与第一次试采类似，第二次试采仍然由JOGMEC负责计划、管理和监督，但不同的是，由日本天然气水合物调查株式会社(JMH)负责试验设备的设计、制造和现场作业，由JDC负责钻探作业，由斯伦贝谢(Schlumberger)和阿克解决方案公司(Aker...