由于中国煤储层含气饱和度低、渗透率低、储层压力低及煤变质程度高等储层“三低一高”特征明显,造成目前煤层气井水力压裂效果不理想。以目前国内开发较成功的沁水盆地南部固县区块为例,515口井排采、有171口产气量长期低于500m³/d,即低产井比例占33.2%。因此根据中国煤储层特征进行压裂工艺、参数优化及井型、井网的重新设计十分必要。本论文结合对沁水盆地南部固县区块的煤田地质条件、储层特征等基础资料,对不同煤体结构下直井、定向井、L型水平井及多分支水平井的井型适用性进行了分析;探讨了不同压裂液、支撑剂、压裂施工参数等对煤层气井生产的影响,对压裂工艺参数进行了优化;提高储层条件、井型部署及压裂增产方案三方面的匹配程度,最大限度提高固县区块的整体开发效果。研究成果可为沁水盆地南部区块煤层气的储层改造提供参考,并为国内相似区块的煤层气开发提供借鉴。本论文通过对500余口煤层气井的钻井、测井、压裂、排采等开发资料进行分析,认为固县区块3#煤层气储层条件较好,具体较高的开发价值;优化了压裂规模,具体为:活性水压裂液550-750m³,且前置液比例为10-20%,石英砂40-65m³;针对固县区块内原生煤、构造煤分布较广泛,结合直井、丛式井及L型水平井、多分支水平井的适用性,因地制宜,就井型部署与压裂工艺的优化组合进行了理论分析和现场试验:对煤体结构以原生结构为主的南部区块,当井间距受限时,高渗区建议部署L型水平井,采用筛管完井、洗井后直接投产;井距适中的高产区部署丛式井,控制压裂规模,避免压穿高产井;空白区应该部署丛式井,增加压裂规模,提高新井产气效果。碎裂、碎粒甚间或糜棱分布的等煤体结构比较复杂的区块,建议采用L型水平井、筛管完井、分段压裂的工艺。试验井部署投产后,产气能力、提产速度均优于邻近老井。